o setor elétrico - proteção e seletividade

7/25/2019 O Setor Elétrico - Proteção e Seletividade

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A p o i o

O Setor Elétrico / Janeiro de 2010

Proteção

e

seletividade

Capítulo ITransformadores de corrente,potencial e bobinas de Rogowski parafins de proteção – Parte 1

A proteção de equipamentos, tanto para a segurança

de pessoas como de patrimônio, é fator fundamental

para o funcionamento satisfatório das instalações.

Neste ano, trazemos este fascículo especial em que,

a cada mês, um artigo tratará das necessidades de

proteção específicas de um equipamento, finalizando

com a importância e particularidades da seletividade

elétrica. Conheça os assuntos que serão abordados nos

próximos capítulos.• Transformadores de corrente, potencial e bobinas de

Rogowski

• Dispositivos de proteção

• Serviços auxiliares e proteção de terra

• Proteção de motores e de transformadores

• Proteção de geradores

• Proteção de cabos e de banco de capacitores

• Proteção de barramentos e de conversores a

semicondutores

• Interface com a concessionária

• Seletividade

Transformadores de corrente O transformador de corrente (TC) é um equipamento

monofásico que possui dois enrolamentos, um

denominado primário e outro denominado secundário,

sendo isolados eletricamente um do outro, porém,

acoplados magneticamente e que são usados para

reduzir a corrente a valores baixos (normalmente 1 A

ou 5 A) com o objetivo de promover a segurança do

pessoal, isolar eletricamente o circuito de potência dos

instrumentos e padronizar os valores de corrente de

Por Cláudio Mardegan*

relés e medidores.

As normas/guias utilizadas para a elaboração

deste trabalho são a ABNT NBR 6856, IEEE Standart

C57.13-1993, IEC 60044-1, IEC 60044-6, IEEE Standart

C37.110-2007.

Terminologia- “Burden” de um relé: É a carga que o relé impõe no

circuito onde é conectado.- “Burden” de TC: Potência secundária que um TC

pode entregar. O “burden” é normalmente expresso

em VA ou em Ohms.

- Característica de excitação secundária: É a curva

característica que representa a tensão secundária que o

TC entrega em função da corrente excitação. Esta curva

normalmente é apresentada em escala bilogarítmica

com a tensão secundária Vs plotada no eixo das

ordenadas e a corrente de excitação secundária, no

eixo das abscissas. A Figura 1 mostra uma característica

de excitação secundária de um TC.- Exatidão: A exatidão expressa o erro máximo que

o TC admite para uma condição especificada. Por

exemplo, a exatidão ABNT 10B100 significa que o

referido TC foi projetado para admitir um erro máximo

de 10% para 20 In e consegue entregar até 100 V. É

importante lembrar que a classe de exatidão do TC é

dada na maior relação.

- Fator de sobrecorrente nominal: É o fator que,

aplicado à corrente nominal secundária, irá dizer até

onde o TC mantém o erro (trabalha na região linear

da curva de saturação e suas proximidades) quando o



23

A p o i o


nominal está conectado no secundário.

- Fator térmico nominal: Traduz a sobrecarga de corrente que o TC

suporta permanentemente. Os fatores térmicos nominais conforme

a ABNT NBR 6856 são 1, 1.2, 1.3, 1.5 e 2.

Figura 1 – Curva característica de excitação secundária de TC

- Fator de saturação [KS]: É a relação da tensão de saturação Vx do

TC e a tensão de excitação. Este fator expressa o quão próximo da

saturação o TC está para uma dada aplicação. Vide definição detensão de saturação Vx.

- Fluxo residual ou remanescente: É a densidade de fluxo na qual

mesmo a força magneto-motriz sendo zero, o material está em

uma condição, simetricamente e ciclicamente, magnetizado. A

remanescência ocorre quando a densidade de fluxo fica mantida

em um circuito mesmo após a remoção da força magneto-motriz.

- Saturação: Estado que atinge um TC quando sai da região de

resposta linear, seja por elevada corrente primária, elevado “burden”

secundário, elevada componente DC ou por fluxo remanescente.

- Saturação AC: A saturação é dita AC quando a tensão de

componente alternada da corrente de curto-circuito, gerada

pelo produto da corrente curto-circuito simétrica AC referida ao

secundário pela impedância total do circuito secundário, ultrapassa

a tensão máxima que o TC pode gerar.- Saturação DC: A saturação é dita DC quando provocada por uma

corrente de curto-circuito assimétrica, sendo a tensão secundária

diretamente proporcional à relação X/R do circuito. A componente

DC aumenta o fluxo na relação (1 + X/R) x o fluxo resultante da

componente senoidal.

- TC de bucha: É um TC do tipo janela que é montado na bucha de

equipamentos, tais como transformadores, disjuntores, etc.

- TC Ground Sensor (TC GS): Também é uma forma de TC janela,

porém, as três fases passam dentro da mesma janela e são utilizadas

para proteção de terra, pois em circuitos equilibrados a soma das

três correntes dentro da janela se anula. Em condições de falta àterra, a soma das correntes não se anula, uma tensão secundária é

induzida e uma corrente irá circular.

- TC janela: É um TC cujo enrolamento secundário é isolado e

montado sobre o núcleo, mas não apresenta nenhum enrolamento

primário como parte integrante do TC. O enrolamento primário

apresenta uma única espira que consiste do próprio condutor que

passa dentro da janela do núcleo.



24

A p o i o


Figura 2 – Tensão de ponto de joelho Vk

Figura 3 – Tensão de saturação Vx

- TC RM: É um TC de relações múltiplas que podem ser obtidas pelo

uso de tapes no enrolamento secundário.

- Tensão de ponto de joelho (knee point voltage): A norma ANSI

apresenta duas definições:

• Ponto sobre a curva de excitação secundária em que uma

reta tangente a ela faz uma inclinação de 45° com o eixo das

abscissas. A curva de excitação secundária deve ser plotadaem escala bilogarítmica, cujas ordenadas e abscissas tenham

o mesmo valor de década (década quadrada). Esta definição

se aplica para TCs sem gap ou entreferro. Quando o TC possui

entreferro, a definição é a mesma, substituindo-se a inclinação

da reta tangente de 45° para 30°. Veja a Figura 2.

• Tensão senoidal de frequência nominal aplicada aos

terminais secundários de um TC com os demais enrolamentos

abertos que, incrementada em 10%, irá provocar um aumento

na corrente de excitação de 50%. Esta definição também é a

mesma da norma IEC 60044-6.

Como nem sempre se dispõe da curva de saturação para se

efetuar um cálculo aproximado da tensão de ponto de joelho

(VKP), para um relé diferencial de alta impedância pode-se utilizar

a equação abaixo indicada:

Em que:

V KP

= Tensão de ponto de joelho expressa em Volts [V]

Ri-TC

= Resistência interna secundária do TC em Ohms [ � ]

VAN-TC

= Potência nominal secundária do TC, expressa em Volt-

Ampère [VA]

IN-TC

= Corrente nominal secundária do TC em Ampères [A]

F = Fator de sobrecorrente (fator limite em que o TC mantém o erro

com “burden” nominal)

Exemplo

Dado um TC de 200-5A, 10B200, resistência interna (Ri-TC)de

0.2 Ω Ω. Calcular a tensão de ponto de joelho.

Solução:

O TC do exemplo apresenta exatidão dentro da norma ABNT

e o fator de sobrecorrente (F) por norma é 20 e consegue entregar

200V (VS), no secundário até 20 x In, com “burden” nominal

conectado no secundário. Isto significa:

VS = ZB x IN-TC x F ZB = VS / (IN-TC x F) ZB = 200 / (20 x 5) = 200/100 = 2 Ω

Assim, o TC possui um “burden” nominal de 2 Ω.

A potência de VAN-TC é dada por: VAN-TC = Z x I2 = 2 x 52 = 2 x

25 = 50 VA

A tensão de ponto de joelho é calculada da seguinte forma:

A tensão de ponto de joelho calculada é igual a 220 V.

- Tensão de saturação VX: É a tensão simétrica no enrolamento

secundário a qual o pico de indução excede a densidade de fluxo de

saturação. A localização do ponto Vx é determinada graficamente peloprolongamento das partes retas da curva, característica de excitação

secundária (plotada em papel log x log de mesma década), conforme

mostrado na Figura 3.

- Tensão secundária nominal: É a tensão nominal que aparece nos

terminais de uma carga nominal conectada no secundário imposta

por uma corrente de 20 vezes a corrente nominal secundária, sem que

o erro de relação exceda o valor especificado (normalmente 10% para

TCs de proteção). As tensões nominais padronizadas no Brasil são 10

V, 20 V, 50 V, 90 V, 100 V, 180 V, 200 V, 360 V, 400 V e 800 V.

Principais dados para especificação do TC Para a especificação de um TC geralmente deve-se estar atento

às seguintes informações:

- Corrente nominal primária (I1n);

- Relação nominal do TC (RTC);

- Tensão máxima e nível de isolamento;

- Frequência;

- Carga nominal;

- Exatidão;

- Número de núcleos para medição e proteção;

- Fator térmico nominal – Ftn;

Proteção

e

seletividade



25

A p o i o


Figura 4 – Principais partes componentes de um TC

Figura 5 – Circuito equivalente de um TC

- Corrente suportável nominal de curta-duração (curto-circuito

térmica – Iccth) para um segundo;

- Valor de crista da corrente suportável (corrente de curto-circuito

dinâmica – Iccdyn);

- Classe de isolamento;

- Nível básico de isolamento – NBI (BIL);

- Tipo de aterramento do sistema;- Uso: interior (indoor) ou exterior (outdoor).

Forma de conectar no circuito

O TC é conectado em série com o circuito de força e, assim,

deve provocar pouca queda de tensão no sistema. Por isso, o

circuito primário é composto normalmente de poucas espiras de

fio grosso e o circuito secundário de várias espiras de fio fino.

Segundo a ABNT NBR 6856, os TCs de proteção se dividem em

TCs de baixa impedância (enrolamento secundário uniformemente

distribuído no núcleo) e TCs de alta impedância.

A corrente que circula no primário é independente das característicasdo TC e da impedância (carga) conectada ao seu secundário, ou seja,

diferentemente do transformador de força, quem define a corrente do

secundário é a corrente primária (não é nem a carga e nem a corrente

secundária). A Figura 4 mostra as principais partes componentes do TC.

Outro aspecto importante é que os transformadores de força trabalham

próximos da condição de circuito aberto, ao passo que os TCs trabalham

próximos da condição de curto-circuito.

Circuito equivalente do TC

O TC pode ser representado pelo circuito equivalente da Figura

5. Os parâmetros de índice “1” na Figura 5 representam o circuito

primário; os de índice “2”, o circuito secundário; e os de índices

“m” e “e” representam o circuito do ramo magnetizante.

R´1 X´1 R2 X2

Xm Zc

1 : n

I1I´1= I1 / n I2

Ie

Em que:

I1 = Corrente no primário do TC



26

A p o i o


Figura 6 – Representação esquemática do TC de polaridade polaridade

subtrativa em unifilar

Figura 8 – Circuito equivalente de um TC aberto

Proteção

e

seletividade I

1’ = Corrente do primário referida ao secundário

I2 = Corrente no secundário do TC

Ie = Corrente no ramo magnetizante do TC

n = Número de espiras do TC

Z c = Impedância da carga

R2 = Resistência do enrolamento secundário

X 2 = Reatância do enrolamento secundárioX

m = Reatância do ramo magnetizante

R1’ = Resistência do enrolamento primário referida ao enrolamento

secundário

X 1’ = Reatância do enrolamento primário referida ao enrolamento

secundário

Polaridade A polaridade de um TC indica a direção instantânea relativa das

correntes primárias e secundárias. A polaridade representa a forma

de enrolar o TC. A polaridade pode ser subtrativa, que é a polaridade

“default” no Brasil, ou pode ser aditiva. Vide a representação dessaspolaridades em esquemas unifilares.

Figura 7 – Representação esquemática do TC de aditiva em unifilar

Na Figura 6 observa-se que quando a corrente primária I1 entra

na polaridade P1, a corrente secundária I2 sai pela polaridade

S1 (corrente entrando na polaridade primária – corrente saindo

pela polaridade secundária). A forma de representar o TC de

polaridade subtrativa nos esquemas unifilares é apresentada na

Figura 6.

Na Figura 7 observa-se que quando a corrente primária I1 entra

na polaridade P1, a corrente secundária I2 sai pela polaridade S2

(corrente entrando na polaridade primária – corrente entrando pela

polaridade secundária). A forma de representar o TC de polaridade

aditiva nos esquemas unifilares é apresentada na Figura 7.

Segurança Nunca se deve deixar o secundário do TC aberto. No circuito

equivalente do TC (apresentado na Figura 8) pode-se observar que,

ao abrir seu secundário, toda corrente, que normalmente vai para a

carga, só tem agora um caminho através do ramo magnetizante, o

qual se sabe que apresenta impedância muito elevada. Ao se passar

esta corrente elevada nesta impedância também elevada, surge umasobretensão que pode chegar a alguns kVs, colocando em risco a

vida das pessoas que estão “trabalhando” em seu secundário, bem

como o risco de sua explosão por este não suportar sobretensões

por tempo prolongado.

Exatidão de TCs para fins de proteção

ABNT NBR 6856

Na norma ABNT NBR 6856, a exatidão é expressa, por exemplo,

na forma 10B100. O número 10 representa o erro máximo em %,

a 20 xIn (100 A secundários, se In = 5 A), com “burden” (carga)

nominal. A letra “B” significa que o TC é de baixa impedância.

Poderia ser “A”, o que significaria que o TC seria de alta impedância.

O número 100 significa que o TC consegue entregar até 100 V para

carga, na condição de 20 xIn e “burden” nominal.

“Burden” – Impedância de carga imposta ao secundário do TC em

condições especificadas. Por exemplo, para a exatidão supracitada

o “burden” máximo que pode ser imposto ao TC será:

Norma IEEE Std C57.13-1993

Na norma IEEE Std C57.13, a exatidão é expressa, por

exemplo, na forma: C100. Embora não apareça, é implícito que

o erro máximo é de 10%. A letra “C” significa que o erro pode ser

calculado (equivale ao TC de baixa impedância da ABNT). Poderia

ser “T”, o que significaria que para o cálculo do erro o TC deve

ser testado, ou seja, necessita da curva de saturação. O número

100 significa que o TC consegue entregar até 100 V para carga,

na condição de 20 xIn e “burden” nominal. Por exemplo, para a

exatidão supracitada o “burden” máximo que pode ser imposto ao

TC será:

Norma IEC 60044-1 2003

Na norma IEC 60044-1, a exatidão é expressa, por exemplo,

na forma: 15 VA Class 10P20. O número 15 significa que o TC

consegue entregar até 15 VA na condição de 20 xIn e “burden”

nominal. Note que o 20 xIn se deve ao 20 que aparece em 10P20.

Os VAs nominais padronizados são 2,5 VA, 5 VA, 10 VA, 15 VA



27

A p o i o

e 30 VA. Acima de 30 VA pode-se especificar o valor desejado

(conforme item 4.4 da norma).

A palavra Class aponta a classe do TC e o número 10 indica

que o erro máximo é de 10%. Este número pode ser 5% ou 10%

(conforme item 12.2.2 da norma). A letra “P” significa que o TC

é para fins de proteção e o número 20 é o ALF (Accuracy LimitFactor), que significa que o TC consegue entregar os VAs nominais

para “burden” nominal e corrente de até 20 xIn. Os valores

padronizados de ALF são: 5, 10, 20 ou 30 (item 12.1 da norma).

A norma IEC 60044-6 prevê transformadores que podem

ser construídos para gerar baixo fluxo remanescente durante

transitórios. Estes baixos valores são conseguidos por meio de

pequenos gaps (ordem de 0.12 mm) que acabam por limitar o fluxo

remanescente mesmo para correntes assimétricas primárias.

As classes previstas para estes TCs na norma IEC 60044-6 são:

P, TPS, TPX, TPY e TPZ.

P – O limite de exatidão é definido pelo erro composto com acorrente primária simétrica de regime permanente. Nenhuma

limitação para o fluxo remanescente.

TPS – Transformador de corrente com baixo fluxo de dispersão, cuja

performance é definida pela característica de excitação secundária

e os limites de erro da relação de espiras. Nenhuma limitação para

o fluxo remanescente.

TPX – O limite de exatidão é definido pelo erro instantâneo de pico

durante um ciclo transitório especificado. Nenhuma limitação para

o fluxo remanescente.

TPY – O limite de exatidão é definido pelo erro instantâneo de pico

durante um ciclo transitório especificado. O fluxo remanescentenão excede 10% do fluxo de saturação.

TPZ – O limite de exatidão é definido pelo erro da componente

AC instantânea de pico durante uma energização simples, com

máximo deslocamento DC para uma constante de tempo secundária

especificada. Nenhum requisito para limitação da componente

DC. O fluxo remanescente deve ser desprezível.

Nota: Ao especificar uma classe diferente de P (TPS, TPX,

TPY ou TPZ), é preciso fornecer ao fabricante as informações

pertinentes para a classe especificada.

Os TCs TPY e TPZ podem ser especificados para sistemas

que utilizam religamentos (função 79), em que o magnetismoremanescente pode causar operações indevidas.

Saturação Idealmente, os TCs devem reproduzir, de maneira fiel, no

secundário a corrente do circuito primário. Uma vez que o núcleo

do TC é feito de material saturável, quando ele atinge a região de

saturação a corrente secundária não terá mais a forma senoidal e

não mais reproduzirá fielmente a corrente primária. Quando isto

ocorre, podemos afirmar que o TC saturou.

Os seguintes fatores podem promover a saturação do TC:

- Elevado “burden” (carga conectada) secundário;



28

A p o i o


Proteção

e

seletividade - Elevada corrente primária;

- Assimetria da corrente de falta;

- Fluxo remanescente no núcleo do TC.

Existem dois tipos fundamentais de TC, um para fim de medição

e outro para fim de proteção. Ambos os tipos devem reproduzir

fielmente a corrente primária de interesse, sem danificar os dispositivos

instalados no secundário, que são expressas na sua exatidão. Um TCde proteção deve reproduzir fielmente as correntes de falta eu um TC

de medição deve reproduzir fielmente as correntes de carga. Assim,

é interessante que o mesmo sature a partir de certo valor de corrente

para não danificar os medidores instalados em seu secundário.

Atualmente, como muitos relés possuem unidades de medição

também incorporadas, os TCs devem ser de proteção, pois os relés já

são projetados para suportarem as elevadas correntes de curto-circuito.

Saturação AC

A saturação é dita AC quando o valor determinado pela

equação abaixo exceder o valor da tensão máxima secundária. Vs = Zs x Is

Em que:

Vs = Tensão de saturação [V]

Zs = Z TC

+Z C +Z

R (Vide item “Particularidades das impedâncias

nas conexões em sistemas trifásicos – Tabela 2”). Caso o valor

da tensão Vs seja comparado com a tensão da curva excitação

ensaiada do TC, o valor de Zs será Zs = Z C +Z

R.

Z TC

= Impedância do TC

Z R = Impedância dos relés

Z C = Impedância dos cabos secundários

Is = Icc /RTCIcc = Corrente de curto-circuito

RTC = Relação do TC = N2 / N

1

Assim, este tipo de saturação pode ocorrer por excesso de impedância

conectada no secundário ou por elevadas correntes de falta.

Impedância do TC (ZTC)

A impedância dos TCs deve ser obtida junto aos fabricantes. Na

falta dessa informação, os seguintes valores podem ser utilizados:

ZTC = 0.00234 x RTC + 0.0262

O autor Stanley Zocholl sugere que:- Para TCs de elevada relação (tais como 3000-5A) utilizar ZTC

=0.0025 Ω/espira

- Para TCs de relações baixas (tais como 300-5A) utilizar ZTC =

0.005 Ω/espira

Impedância da fiação

ZFIAÇÃO = ZC = FATOR x ZCABO [Ω/km] x L[km]

Para valor do fator, consultar item “Particularidades das

impedâncias nas conexões em sistemas trifásicos – Tabela 2”.

Apresenta-se a seguir a tabela da fiação mais comumente utilizada

no secundário dos TCs.

T ABELA 1 – IMPEDÂNCIA DE CABOS UTILIZADOS NO SECUNDÁRIO DE TC S

Seção cabo

2.5

4

6

10

R [Ω / km]

8.87

5.52

3.69

2.19

IMPEDÂNCIA DOS CABOS APLICADOS AO SECUNDÁRIO DOS TCS (70 °C)

X [Ω / km]

0.16

0.16

0.15

0.14

Z [Ω / km]

8.87

5.52

3.69

2.19

Stanley Zocholl cita no livro “ Analyzing and applying current

transformers” que a impedância da fiação para bitolas em AWG

pode ser calculada a partir da equação seguinte:

RFIAÇÃO = e 0.232G-2.32 [Ω/1000 ft]

Em que:

G = Número da bitola AWG

Impedância dos dispositivos de proteção

Quando é dada em VA, a impedância é calculada por:

Quando existe relé de sobrecorrente de neutro em conexão

residual ou outros relés (67,32, etc), a impedância total é dada por:

ZPROT = ZRELÉ-1 + ZRELÉ-2 + .... + ZRELÉ-N

Relés de disco de indução

Normalmente os fabricantes fornecem a impedância no menor

tape (menor valor da faixa de ajuste). Para determinar a impedância

correspondente do relé em outro tape, basta utilizar a equação de

equivalência da potência aparente:

Z

NOVO TAPE . I2

NOVO TAPE = Z

TAPE MIN . I2

TAPE MIN

A impedância do relé de disco de indução varia com a corrente

que está passando nele também. Assim, devem-se consultar os

respectivos fabricantes que mostram a variação da impedância com

a corrente. Alguns fabricantes apresentam uma curva característica,

outros dão uma tabela da variação da impedância com a corrente para

alguns valores. A ordem de grandeza das impedâncias é de Ohms.

Relés estáticos, numéricos/digitais

Para estes relés, usualmente o fabricante já fornece o valor da

impedância ou é calculada a partir do consumo (VA – Volt-Ampère

e da corrente nominal do relé, normalmente 1 A ou 5 A) do relé:

Particularidades das impedâncias nas conexões em

sistemas trifásicos

Um guia do IEEE – originalmente, IEEE Guide for the application

of current transformers used for protective relaying purposes –



29

A p o i o


T ABELA 2 – F ATORES APLICADOS ÀS IMPEDÂNCIAS EM FUNÇÃO DO TIPO DE FALTA , LOCAL DO FECHAMENTO E DA CONEXÃO DO TC EM SISTEMAS TRIFÁSICOS

Conexão do

TC

Estrela

Estrela

Delta

Delta

Local do

fechamento

TC

Painel

Painel

TC

Trifásica e/ou bifásica

Z=ZTC + ZFIAÇÃO + ZPROT

Z=ZTC + 2 ZFIAÇÃO + ZPROT

Z=ZTC + 2 ZFIAÇÃO + 3 ZPROT


Fase-terra





Tipo de falta

indica a seguinte tabela para a determinação total da impedância

em sistemas trifásicos, em função do tipo de conexão secundária.

Saturação DC

A saturação é dita DC quando a componente DC da corrente

de curto-circuito do sistema faz o valor da tensão de saturação,

dada pela equação abaixo, exceder o valor da tensão máxima

secundária do TC.

Em que:

Vs = Tensão de saturação [V]

Zs = Z TC

+Z C +Z

R (vide item Particularidades das impedâncias nas

conexões em sistemas trifásicos). Caso o valor da tensão Vs seja

comparado com a tensão da curva excitação ensaiada do TC, o

valor de Zs será Zs = Z C +Z

R

Z TC

= Impedância do TC

Z R = Impedância dos relés

Z C = Impedância dos cabos secundários

Is = Icc /RTC

Icc = Corrente de curto-circuito

RTC = Relação do TC = N2 / N

1

X/R = Relação X/R do sistema no ponto de falta

Assim, este tipo de saturação pode ocorrer por excesso de

impedância conectada no secundário, por elevadas correntes de

falta, pela assimetria (X/R) ou pelo fluxo remanescente.

Se a carga conectada no secundário do TC é indutiva, a equação

anterior deve ser corrigida:

Para levar em conta possíveis pré-magnetizações (na pior

condição):



30

A p o i o


Figura 9 – Curva de resposta de um TC de 200-5A, 10B100 e corrente

de falta de 12 kA


de falta de 3 kA


de falta de 12 kA e carga indutiva

Figura 12 – Efeito da saturação em relés de sobrecorrente de tempo

inverso

Proteção

e

seletividade

Exemplos de simulações de saturação de TC

Os exemplos seguintes simulam um TC de 200-5A e exatidão

10B100, num sistema com X/R=8, sem magnetismo remanente,

corrente de curto inicialmente de 12 kA. Cabo secundário do TC

2.5 mm2, 5 m e impedância de fase = terra = 8 mΩ para o relé.

Idem ao exemplo anterior diminuindo a corrente de falta para 3 kA.

Idem ao primeiro exemplo com carga indutiva.

Tempo para saturar

O TC consegue manter a corrente primária com fidelidade por

até dois ciclos, antes de iniciar a saturação. A publicação IEEE 76

CH1130-4 PWR CT Transients apresenta a equação seguinte para

calcular este tempo.

Este tempo depende do grau de assimetria da corrente de falta,

do valor da corrente de falta, do fluxo remanescente no núcleo do

TC, da impedância do circuito secundário, da tensão de saturaçãodo TC e da relação do TC.

Em que:

Ts = Tempo para saturar;

T1 = Constante de tempo do sistema primário;

Ks = Fator de saturação = Vx / Vs;

X = Reatância do sistema no ponto de falta;

R = Resistência do sistema no ponto de falta.

Efeitos da saturação do TC

Os seguintes efeitos podem ser observados quando um TC

satura:

- Forma de onda secundária não é mais senoidal;

- Os relés temporizados a tempo inverso ficam mais lentos (vide

Figura 12);

- Podem ocorrer desligamentos indevidos das proteções diferenciais;- Operação de relés de terra instantâneos;

- Os relés de sobrecorrente podem não operar.

Medidas para reduzir ou evitaros efeitos da saturação

As principais medidas para a redução ou eliminação dos efeitos

da saturação são:

- redução do “burden” imposto ao secundário;

- aumento da relação do TC;

- aumento da seção do núcleo;

- limitar o valor da corrente de curto-circuito;- aumento da tensão secundária nominal do TC;

- utilização de TCs auxiliares;

- utilização de bobinas de Rogowski;

- utilização de relés que tenham um firmware que lineariza a curva

de saturação, corrigindo a corrente vista pelo relé;

- utilização de TCs especialmente projetados para os efeitos

transitórios, tais como aqueles que diminuam o fluxo de dispersão

e os efeitos do magnetismo remanescente;

- utilizar relés digitais que possuem técnicas para identificar que o

TC saturou e atuam para melhorar o valor da corrente.

TCs auxiliares

Em algumas situações se faz necessária a utilização de TCs

auxiliares, tais como:

- fazer a isolação dos circuitos;

- para a criação de um aterramento independente;

- alterar a relação vista pelos relés de modo a compatibilizar os



31

A p o i o


valores de corrente;

- produzir um deslocamento angular em um circuito trifásico;

- inverter a polaridade;

- promover a saturação durante faltas para limitar o “burden”

de falta do TC principal;

- reduzir o “burden” (impedância secundária) do TC principal

pela redução da impedância aparente vista a partir do TCauxiliar, que decresce com o quadrado da relação do TC

auxiliar;

- promover meios de confinar componentes de sequência zero.

Coordenação com os relés

Deve-se fazer a escolha correta da relação dos TCs que

suprem os relés. Via de regra, os relés digitais atuais possuem

uma característica térmica de curta duração de 100 xIn durante

1 segundo. Assim, para 5 A suportam 500 A durante um

segundo.

Para que haja coordenação entre os TCs e o relé, a seguinteequação deve ser respeitada:

TCs instalados junto a bancos de capacitores shunt

Sabe-se da análise de chaveamento de banco de capacitores

em derivação (shunt), que ocorre a circulação de correntes de

elevado valor e de elevada frequência. Isto também ocorre

quando os bancos descarregam sobre os pontos de falta durante

curtos-circuitos.

Estas correntes elevadas de alta frequência induzem

tensões de alto valor (sobretensões) no secundário dos TCs e

em todos os dispositivos a ele associados (relés, medidores,

cabos). A publicação “Equipamentos elétricos – especificação

e aplicação em subestações de alta tensão”, de Ary D'Ajuz,

em seu capítulo VI, que por sua vez se baseia na norma ANSI

C37.0731-1973 Application Guide for Capac itance Cur rent

Switching for AC High Voltage Circuit Breaker Rated on a

Symmetrical Current Basis, apresenta a seguinte fórmula para

o cálculo da tensão secundária no TC:

V SEC

= Tensão Secundária do TC [V]

ICHAVEAMENTO-BC

= Corrente de chaveamento do banco – Valor de pico [A]

f CHAVEAMENTO-BC

= Frequência de chaveamento banco [Hz]

RTC = Relação de Transformação

f N-SISTEMA = Frequência Nominal do Sistema [Hz]

Deve-se sempre consultar os fabricantes para se conhecer os

valores máximos suportáveis pelos equipamentos conectados no

secundário, bem como para os TCs. Caso não se disponha destes

valores, para os equipamentos conectados no secundário do TC

pode-se utilizar os valores normalmente suportados de 1500 VRMS

ou 2121 VPICO. Para os TCs os valores suportáveis são normalmente

2475 VRMS ou 3500 VPICO. Caso a tensão no secundário ultrapasse osvalores máximos suportáveis dos equipamentos, devem-se instalar

dispositivos de proteção de surto (no secundário do TC) para limitar

os valores àqueles suportáveis pelos equipamentos. Sempre que se

utilizar este procedimento, recomenda-se consultar o fabricante.

As características do protetor de surto devem ser escolhidas

para que a tensão secundária seja especificada para valores

adequados, não interferir nos sistemas de proteção e medição e

suportar a energia que irá ser drenada na condição transitória de

chaveamento. Como os resultados da fórmula em geral apresentava

valores conservativos, valores mais reais podem ser obtidos fazendo

a simulação do transitório no ATP.

Exemplo

Em um sistema de 69 kV existem dois bancos de 30 MVAr. Após

o primeiro estar energizado, o chaveamento do segundo promove

a circulação de uma corrente de 6.823 Â a uma freqüência 1.536

Hz. Calcule a tensão no secundário do TC de 400-5ª, sabendo que

a reatância no secundário do mesmo é de 0.7814 �.

Como geralmente os equipamentos conectados no secundário

do TC suportam 1.500 VRMS ou 2.121 VPICO, neste caso não haverá

dano aos equipamentos, nem pelos próprios TCs que normalmente

suportam 2.475 VRMS ou 3.500 VPICO.

Continua na próxima edição

Confira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o

e-mail [email protected]

*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela

Escola Federal de Engenharia de Itajubá (atualmente Unifei).

Trabalhou como engenheiro de estudos e desenvolveu softwares

de curto-circuito, load flow e seletividade na plataforma do

AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos,

engenharia de campo, montagem, manutenção, comissionamento

e start up. Em 1995 fundou a empresa EngePower® Engenharia e

Comércio Ltda, especializada em engenharia elétrica, benchmark

e em estudos elétricos no Brasil, na qual atualmente é sócio

diretor. O material apresentado nestes fascículos colecionáveis é

uma síntese de parte de um livro que está para ser publicado pelo

autor, resultado de 30 anos de trabalho.



24O Setor Elétrico / Fevereiro de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Modelagem matemática detransformadores de corrente (TCs)em transitórios

A simulação de transitórios em TCs pode ser

feita por meio de modelos comumente utilizados em

programas de transitórios eletromagnéticos, tais como

o Alternative Transients Program (ATP), em particular,

enfocando os modelos apresentados na publicação

Experimental Evaluation of EMTP-Based Current

Transformer Models For Protective Relay Transient

Sudy, de M. Kezunovic, C.W. Fromen e F. Phillips.

Este artigo apresenta três modelos para representar

os TCs no ATP, que podem ser visualizados na

publicação citada:

• Modelo 1 – Por meio de um transformador de núcleo

saturável;

• Modelo 2 – Por meio de um transformador de núcleo

saturável, desprezando-se seu ramo magnetizante (sem

modelar saturação) pela diminuição de sua indutância

primária (com valor de 1 x 10-6 mH) e inserindo-se

um indutor não linear (modelo tipo 98 do ATP) no

secundário para representar o ramo magnetizante;

• Modelo 3 – É idêntico ao modelo 2, substituindo-se

o modelo de indutor não linear tipo 98 pelo 96, pois,

desta forma, consegue-se representar, adicionalmente,

o magnetismo remanescente (histerese).

A representação no ATP, para o modelo 2, é

apresentado na Figura 1.


Capítulo II

Transformadores de corrente,potencial e bobinas de Rogowskipara fins de proteção – Parte II

Figura 1 – Modelagem do sistema de potência no ATP

Figura 2 – Diminuição do valor ecaz (rms) devido à

saturação do TC

O efeito da saturação do TC em relés digitaisEfeitos da saturação do TC no secundário

Como pode ser demonstrado nos itens anteriores,

quando o TC satura a forma de onda no secundário,

passa a ser não senoidal e com a tendência de diminuir

o valor ecaz da corrente (área da curva), ou seja,

quanto mais acentuada a saturação menor o valor

ecaz da onda.

A Figura 2 mostra o efeito da diminuição da

corrente no secundário do TC devido ao efeito da

saturação. A curva azul mostra o valor da corrente sem

a saturação e a curva preta mostra o valor ecaz da

corrente com o efeito da saturação. É evidente que a

área da curva preta é inferior à da curva azul.

Para que se possa falar dos efeitos da saturação

do TC nos relés digitais, é necessário entender alguns

princípios dos relés digitais.

Os relés digitais Arquitetura básica

De forma simplicada, os relés digitais podem

ser representados esquematicamente como na Figura

3. Apresenta-se a seguir um breve comentário sobre

cada bloco da gura.




A p o i o

Figura 3 – Arquitetura básica simplicada do relé digital

Figura 4 – (a) Filtro passa baixa ideal (b) Filtro passa baixa real

Entradas analógicas – Representam as entradas advindas de sinais

analógicos, tais como TCs, TPs e bobinas de Rogowski.

Entradas digitais – Também são conhecidas como Binary Inputs

(BIs) e representam entradas que, quando recebem um sinal de

tensão, vão indicar uma condição preestabelecida (por exemplo,

ao se jogar uma tensão em uma dessas entradas binárias pode-se

ativar uma lógica interna no relé que comute o grupo de ajuste).Filtro anti-aliasing – Tem a função de garantir que um sinal de

entrada possa ser recomposto. Esta técnica faz com que duas

amostras não se superponham. Tecnicamente falando, para

que uma determinada frequência f a do sinal analógico possa

ser completamente reconstituída, a taxa de amostragem no

processo de digitalização deve ser igual ou maior a 2xf a, em que

f a = frequência de Nyquist. A frequência de amostragem em relés

digitais normalmente varia entre 240 Hz (quatro amostras por ciclo)

a 1920 Hz (32 amostras por ciclo).

Para que não ocorra o fenômeno conhecido como sobreposição

de espectro (aliasing), utilizam-se os ltros anti-aliasing.

Nos relés estes ltros são do tipo passa baixa, cuja característica

módulo versus frequência é apresentada na Figura 4.

samplE and Hold (s/H)

A função do Sample/Hold é a de manter o sinal na sua saída

em um valor representativo do sinal de entrada no instante de

amostragem durante todo o tempo em que o conversor A/D

(analógico/digital) gasta para realizar a conversão. A Figura 5

mostra seu princípio de funcionamento.




A p o i o

Figura 5 – Princípio de funcionamento do Sample / Hold

Figura 6 – Filtragem digital

Figura 7 – Amostragem típica de sinais do sistema e do relé digital

Proteção

e

selet

ividade

Como pode ser visto pela gura, quando a chave de controle

do Sample/Hold está fechada, o sinal de saída estará seguindo o

sinal de entrada. Quando a chave de controle do Sample/Hold está

aberta, o sinal de saída está recebendo o sinal existente no instante

do chaveamento (hold), que é mantido pelo capacitor.

convErsor a/d (analógico/digital)

O conversor analógico/digital tem a função de transformar o

sinal analógico em sinal digital, ou seja, o sinal é transformadoem uma série de números binários que podem ser “entendidos”

pelo processador. Este processo passa pelos seguintes processos:

amostragem, quantização e codicação.

Os principais parâmetros de um conversor A/D são a resolução

(nº de bits), o tempo de conversão e a tensão analógica de entrada,

normalmente de 0 a 10 V ou 0 a 20 V para o conversor monopolar,

e de +5V ou +10V para o conversor bipolar.

Idealmente um conversor de “n” bits disponibiliza 2n códigos

ou valores. A tensão (V) total do sinal analógico dividido por 2n

(V/2n) representa o tamanho de cada faixa de tensão de cada

código. Este valor é conhecido como Less Signicative Bit (LSB), ouseja, como o bit menos signicativo.

Filtros digitais

Cada fabricante tem uma técnica de ltragem digital. Assim,

para saber qual a técnica, deve-se contatar o fabricante. Um tipo

de ltragem, por exemplo, retira apenas o valor de frequência

fundamental (60 Hz, no caso do Brasil). Isto signica que,

independentemente dos harmônicos, pode-se obter uma forma de

onda “puramente” senoidal de frequência fundamental. A Figura 6

ilustra o exposto.

Filtros adaptativos

Os ltros de proteção adaptativa podem ser denidos como

sendo dispositivos que possuem uma losoa em que se procura

determinar ajustes ou meios para as várias funções de proteção, e/

ou condições adversas de equipamentos com a intenção de adaptá-

las às condições existentes no sistema elétrico de potência.

Filtro adaptativo bipolar dE pico

Este ltro pode ser utilizado para aumentar o valor da corrente

que, como se viu, o valor ecaz (rms), no caso de saturação, cai no

secundário. Uma forma de aumentar o valor seria utilizar o valor

médio do módulo do valor de pico do semiciclo positivo (Imáx)

e do semiciclo negativo (Imin). Analiticamente, o valor de I =

(|Imáx|+|Imin|)/2. Para este ltro entrar em ação é necessário:

• Ter os valores das amostras dos ciclos anteriores (por exemplo,

para relés de 16 amostras por ciclo, devem-se ter as últimas 16

amostras);

• Detectar o valor máximo positivo da corrente da amostraanterior (Imáx);

• Detectar o valor mínimo negativo da corrente da amostra

anterior (Imin);

• Calcular o valor médio de I = (|Imáx|+|Imin|)/2;

• Medir o valor da componente fundamental (ltro cosseno);

• Detectar se há saturação;

• Caso não haja saturação, o valor a ser levado para comparar

com o valor ajustado no relé será o valor componente

fundamental;

• Caso haja saturação, o valor a ser levado para comparar com

o valor ajustado no relé será o valor de I, obtido da média dosvalores do semiciclo positivo e negativo.

amostragEm dE sinais

A amostragem de sinais típica de um sistema pode ser

visualizada na Figura 7.

Como pode ser observado na Figura 7, o conversor analógico

digital também tem um limite a partir do qual ele ceifa a onda.

Assim, além da saturação, tem-se mais um ponto crítico que limita

o valor da corrente. Este valor deve ser obtido com cada fabricante,

mas é da ordem de centenas de ampères. A cada valor da onda

corresponderá um código binário. Os códigos binários para um

conversor A/D de 8 bits podem ser:




A p o i o

00000000

00000001

00000010

00000011

.................

.................

11111111 (Neste valor, o conversor satura e ceifa a forma de onda).

Comportamento dos relés digitais face à saturação Os relés digitais, mesmo sob saturação do TC, podem operar

de forma adequada, e isto deve ser vericado pelo engenheiro de

proteção. O fato de o TC saturar não implica, necessariamente,

que a proteção não opere adequadamente. Nem sempre é possível

garantir a operação adequada dos relés se os TCs saturarem, porém,

com as características dos relés digitais atuais, a probabilidade de

atuação adequada aumentou muito.

A publicação Analyzing and Applying Current Transformers, de

Stanley E. Zocholl, mostra que, levando em conta a saturação DC,deve-se vericar os TCs por meio da equação:

20 > [(X/R)+1] x Icc x Zb

Em que:

X/R = Valor de X/R do circuito em que o TC está instalado.

Icc = Corrente de falta em pu, na base do TC.

Zb = O valor do burden imposto ao secundário do TC a partir dos

terminais, ou seja, ação mais proteção, também em pu na base

do TC (deve-se dividir pela impedância do burden nominal do TC).

Alguns fabricantes estendem o número 20 para valores entre

250 e 12000, dependendo do valor ajuste da função no relé.

Transformadores de potencial (TPs) Para a elaboração deste item, foi utilizada a norma NBR 6855.

Denição

O TP é um equipamento monofásico que possui dois circuitos,

um denominado primário e outro denominado secundário, isolados

eletricamente um do outro, porém, acoplados magneticamente.

São usados para reduzir a tensão a valores baixos com a nalidade

de promover a segurança do pessoal, isolar eletricamente o circuito

de potência dos instrumentos e reproduzir elmente a tensão do

circuito primário no lado secundário.

Dados principais para especicação de um TP indutivo

Para a especicação de um TP indutivo, os principais dados

a serem informados são: (a) tensão nominal primária (V1n) ou

secundária (V2n); (b) relação nominal do TP (RTP); (c) tensão

máxima e classe de isolamento; (d) frequência; (e) carga nominal;




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade (f) classe de exatidão; (g) potência térmica nominal; (h) grupo de

ligação ou fator(es) de sobretensão(ões) nominal (is); (i) nível básico

de isolamento – NBI (BIL); (j) tipo de aterramento do sistema; (k)

para TP indutivos de dois ou mais secundários a carga máxima

simultânea; (l) uso: interior (indoor) ou exterior (outdoor).

Classe de exatidãoSegundo a norma NBR 6855, os TP indutivos normalmente se

enquadram nas classes de exatidão: 0,3%, 0,6% e 1,2%. A exatidão

normalmente é expressa por um valor percentual citado, seguida

da letra P e do valor da potência da maior carga nominal com

que se verica essa classe de exatidão. Exemplos: 0.3P75, 0.3P200,

0.6P400, etc.

Carga nominal (P)

As cargas nominais padronizadas são 12,5 VA, 25 VA, 35 VA,

75 VA, 200 VA e 400 VA.

Potência térmica nominal (Pterm)

A potência térmica nominal é dada em VA e deve ser igual

ao produto do quadrado do fator de sobretensão contínuo (vide

Tabela 1) pela maior carga especicada, ou carga simultânea para

TPIs, dois ou mais enrolamentos nos quais a potência térmica é

distribuída pelos secundários proporcionalmente à maior carga

nominal de cada um deles e expressa como:

Grupo de ligação

Existem três grupos de ligação:

• grupo 1 – TPIs projetados para ligações entre fases;

• grupo 2 – TPIs projetados para ligações entre fase e terra em

sistemas ecazmente aterrados;

• grupo 3 – TPIs projetados para ligação entre fase e terra de

sistemas nos quais não se garante a ecácia do aterramento.

Fatores de sobretensão (Fst)

O fator de sobretensão é utilizado para denir condições

de sobretensão durante faltas à terra em sistemas trifásicos não

aterrados. A Tabela 1 apresenta esses fatores.

T abela 1 – F aTores de sobreTensão

Grupo de ligação

1

2

3 (vide nota)

Fator de sobretensão

Contínuo

1.15

1.15

1.9

30s

1.15

1.5

1.9

Nota: Por não ser possível denir a duração das faltas nesses sistemas

não aterrados, esta condição deve ser denida como regime contínuo.

Embora esta especicação exija que os TPIs pertencentes ao grupo de

ligação 3 sejam capazes de suportar em regime contínuo tal condição,

isto não signica que eles possam ser instalados em circuitos em que a

tensão exceda a 115% da tensão nominal primária do TPI.

Apresenta-se na Figura 8 uma foto de um TP de grupo de ligação

2, utilizado em local em que não se garante que o aterramento não

é ecazmente aterrado.

Figura 8 – TP de grupo de ligação 2 utilizado em local em que não se

garante que o aterramento não é ecazmente aterrado

Figura 9 – Conexão de TPIs em “V”

Figura 10 – Conexão de TPIs em estrela-estrela

Suportabilidade ao curto-circuito

Não é incomum ocorrências de explosão de TPs sob curto-

circuito. Segundo a norma brasileira NBR 6855, os TPs indutivos

devem ser capazes de suportar os esforços térmicos e dinâmicosdecorrentes das correntes de curto-circuito nos terminais

secundários durante um segundo, mantendo tensão nominal

nos terminais primários. Este ensaio de curto-circuito pode ser

dispensado se for comprovado, por cálculos, que a densidade de

corrente nos enrolamentos do TP indutivo não exceda a 160 A/mm2

para enrolamentos de cobre, e de 100 A/mm2 para enrolamentos de

alumínio.

Formas de conectar no circuito

As formas mais comuns de se conectar um TPI podem ser estrela

– estrela; estrela – delta aberto; delta – delta e “V”. Apresenta-se aseguir o esquema trilar das ligações em “V” (Figura 9) e estrela-

estrela (Figura 10).




A p o i o

Figura 11 – Curva de histerese na presença de sobretensão caindo na

região de saturação do transformador

Ferro-ressonânciaO aumento da quantidade de geradores instalados tem

levado a, também, um aumento de explosão de TPs, devido ao

desconhecimento do fenômeno da ferroressonância. Neste tópico,

será abordado, de forma suscinta, o que é este fenômeno, quais as

condições necessárias para que ele ocorra e quais as medidas para

atenuar/mitigar seus efeitos.

O que é a ferro-ressonância?

A ferro-ressonância é um fenômeno não-linear complexo,

ocasionado por um circuito capacitivo ressonante, com indutores

não lineares presentes em transformadores e que provoca

sobretensões, cuja forma de onda é irregular e possui elevado

conteúdo harmônico. Essas sobretensões provocam danos

à isolação, podendo ocasionar a queima e explosão desses

equipamentos. Tem-se observado a explosão de muitos TPs devido

a este fenômeno.

Diferentemente da ressonância paralela ou série conhecida,que ocorre para um valor especíco de capacitância (C), a ferro-

ressonância pode ocorrer para uma ampla faixa de C. A frequência

das formas de onda de tensão e corrente na ferro-ressonância

podem ser diferentes da frequência da fonte de alimentação.

A situação para a ocorrência varia muito, ou seja, muitas

situações que são normais na condição linear podem ser anormais

e perigosas para os equipamentos na condição não-linear. Segundo

a referência 12, as condições que podem deagrar a ferro-

ressonância são incontáveis.

Quais as condições para que a ferro-ressonância ocorra

Segundo a referência 12, três condições são necessárias (mas

podem não ser sucientes) para a ocorrência da ferro-ressonância:• Presença simultânea de capacitâncias e indutores não lineares;

• Existência de pelo menos um ponto em que o potencial de

terra não ca xado (neutro não aterrado, abertura de fusível,

chaveamento monofásico, etc.)

• Sistema com baixa carga (ou operando por geradores).

Sabe-se da teoria de circuitos que ao se chavear um circuito surgem

sobretensões. Transformadores na presença de sobretensões terão suas

curvas de histerese na região de saturação (indutores não lineares).




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Quais as medidas para atenuar/mitigar os seus efeitos

Para mitigar este efeito, basta criar um ponto de aterramento

no trecho de sistema que ca sujeito a este fenômeno. Quando isto

não é possível, ou não conveniente, a solução para atenuar este

fenômeno em TPs consiste em instalar resistores de amortecimento

no secundário de TPs (lembrando que os TPs, nesse caso, devem

ter grupo de ligação 3). Este procedimento tem por objetivo reduziro valor de trabalho da indução magnética para valores entre 0.4 T

a 0.7 T. A referência [12] apresenta as seguintes equações para o

cálculo de resistência:

TPs com um enrolamento secundário devem ser conectados

conforme a Figura 12.

Em que: US = Tensão nominal secundária do TP em Volt. K =

(0.25 a 1), de modo que as condições de serviço e de erro quem

dentro do prescrito pela norma IEC 186 (k.Pt é, por exemplo, 30 W

para a potência nominal de saída de 50 VA). Pt = Potência nominal

de saída em VA. Pm = Potência necessária para medição em VA.

RAmortecimento = valor da resistência em Ohms e PR = Potência nominal

do resistor em watts.

TPs com dois enrolamentos, sendo um conectado em delta

aberto, devem ser conectados conforme a Figura 13.

Em que: US = Tensão nominal secundária do TP em Volt. Pe =Potência térmica nominal em VA do enrolamento secundário onde

o resistor está conectado.

Figura 13 – Conexão das

resistências de amorte

amortecimento em cimento em

TPs com dois enrolamentos, sendo

um conectado em delta aberto

Figura 12 – Conexão das

resistências de TPs YY com

um enrolamento

Figura 14 – Modelagem do TP no sistema de potência no ATP

Figura 15 – Bobina de Rogowski

A referência [13] apresenta a seguinte tabela para resistores

instalados em TPs conectados em estrela-estrela, aterrados dos dois

lados, com um enrolamento.

T abela 2 – V alor Ôhmico de resisTores de amorTecimenTo

Tensão do sistema

(kV)

2.4

4.16

7.213.8

Relação do TP

(Volts)

2400:120

4200:120

7200:12014400:120

Valor de

R (Ohms)

250

125

8585

Potência do resistor

em 208 V (watts)

175

350

510510

Resistor de amortecimento

Modelagem matemática de TPs em transitórios

A simulação de transitórios em TPs pode ser feita por meio

de modelos comumente utilizados em programas de transitórios

eletromagnéticos, tais como o ATP, a referência [08], apresenta a

modelagem indicada na Figura 14.

Em que:

R1 = Resistência do enrolamento primário

X1 = Reatância de dispersão do enrolamento primário

Rfe= Resistência representativa das perdas no ferro

Lm = Indutância de magnetização do núcleo

Zb = Impedância da carga secundária

Bobinas de Rogowski A bobina de Rogowski é um equipamento utilizado como

redutor de medida para corrente alternada, que possui núcleo de ar

(não possui núcleo de material ferromagnético) e transduz a corrente

primária em uma tensão secundária, que é proporcional à taxa

de variação dessa corrente no tempo. Desta forma, normalmente

apresenta menor custo e maior precisão devido a não saturação.

Fisicamente, consiste de uma bobina helicoidal de o, em que o

condutor de uma extremidade retorna pelo centro da bobina à outra

extremidade. A Figura 15 ilustra esquematicamente a explanação.




A p o i o

Figura 16 – Integrando o valor da tensão na bobina de Rogowski Figura 17 – Bobina de Rogowski – princípio de operação

Assim, para se transformar em corrente secundária, esta tensão

secundária necessita ser integrada. O problema de integrar o valor da

tensão secundária é facilmente resolvido empregando-se um capacitor

no secundário. Com esta simplicidade, o seu uso tem sido muito

difundido nos últimos anos, principalmente na Europa. Veja a Figura 16.

Por não possuir núcleo magnético, sua resposta em frequência é

muito melhor que a dos transformadores. Também por este motivo,

possui baixa indutância e, assim, podem responder rapidamente

a elevadas mudanças no valor de corrente. Uma bobina de

Rogowski corretamente formada por espiras igualmente espaçadasé altamente imune a interferências eletromagnéticas.

Princípio de operação

O princípio de funcionamento da bobina de Rogowski pode

ser explicado tomando-se como referência a Figura 1.3.3. Ao

circular uma corrente i(t) no núcleo da bobina, gera-se uma

tensão u(t), a qual é expressa pelas equações:

C uriosidades históriCas

1887 – Dispositivo similar foi descrito por A. P. Chattock

(Universidade de Bristol) Chattock usou este dispositivo para

medir campos magnéticos ao invés de correntes.1912 – Descrição denitiva foi dada por Walter Rogowski e

W. Steinhaus em Die Messung der magnetischen Spannung –

Archiv fur Elektrotechni

Principais vantagens

As principais vantagens das bobinas de Rogowski são:

Linearidade (entre 1 A e 100.000 A). Vide a Figura 18;

Resposta em frequência (entre aproximadamente 40 Hz e 1000




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Hz). Veja a Figura 19;

Precisão da medição alcança 0,1%;

Ampla faixa de medição;

Suportabilidade térmica ao curto-circuito ilimitada para a

construção do tipo janela;

Promove a isolação galvânica entre os condutores primários e

secundários; Pode ser encapsulada e colocada próxima a buchas e cabos,

evitando a necessidade de isolações elevadas;

O tamanho pode ser customizado para as aplicações;

Pode ser construída com núcleo bipartido para instalação em

sistemas existentes;

Permite a abertura do circuito secundário sem riscos;

Reduz risco às pessoas e à instalação;

Livre de ferro-ressonância;

Sem risco de explosão;

Não necessita de fusíveis;

Menor tempo de montagem e facilidade de instalação. Vide aFigura 20;

Flexibilidade de ajuste em IEDs com o fator de calibração.

Figura 18 – Linearidade da bobina de Rogowski

Figura 19 – Resposta em frequência, segundo a referência [79]

Exatidão e fator de calibração

Os IEDs mais modernos são preparados para proporcionar

melhor exatidão nas leituras, permitindo que, na etapa de

comissionamento, a medição real no secundário – quando possuir

eventuais erros – possa ser corrigida para car dentro dos erros

prescritos pela norma. É importante dizer que a correção do fator

de calibração (FC) é feita apenas para erros de amplitude e não de

fase. O fator de calibração é dado pela equação a seguir.

A Figura 20 mostra como o fator de calibração atua

Figura 20 – Comparação dos tipos de solução (instalação) convencional

com TC e relé versus bobina de Rogwski e IED.

Em que x é o erro que se deseja corrigir.

A Figura 22 mostra um IED moderno que permite a calibração

do sensor (bobina de Rogowski

Figura 21 – Modo como opera o fator de calibração

Figura 22 – Como é alterado o fator de calibração nos IEDs mais

modernos

Exemplo

Um sistema no qual se deseja corrigir 2% de erro. Calcule o

fator de correção.

Correntes

80 A, 300 A e 800 A

Classe de precisão

0,1% a 1%




A p o i o

Figura 28 – Bobina de Rogowski planar

Figura 29 – Alicate exível (Bobina de Rogowski)

Figura 27– Disposição interna típica de uma bobina de Rogowski

Bibliograa[01] NBR 6856 – Transformador de Corrente – Especicação – Set. 1981.

[02] ANSI C57.13-1993 – Requirements for Instrument Transformer.

[03] IEC 60044-1 – “Instrument Transformer – Part 1”.

[04] IEC 60044-6 1992 “Requirements for protective current transformers for transient performance”.

[05] IEEE Std C37.110-1996 “IEEE Guide for the Application of Current Transformers Used forProtective Relaying Purposes”.

[06] Publicação IEEE 76 CH1130-4 PWR CT Transients.

[07] Analyzing and Applying Current Transformers – Zocholl, Stanley E. – Schweitizer Engineering

Laboratories, Inc – 1st. Edition – Aug. 2004.

[08] Equipamentos Elétricos – Especicação e Aplicação em Subestações de Alta Tensão. Ary D'Ajuz –

Furnas – Universidade Federal Fluminense.

[09] Experimental Evaluation of EMTP-Based Current Transformer Models For Protective Relay Transient

Sudy – M. Kezunovic, C.W. Fromen, F. Phillips – IEEE Transactions on Power Delivery, v. 9, n.

1 – Jan. 1994 – p. 405-413.

[10] NBR 6855 – Transformador de Potencial – Especicação – Set. 1981.

[11] Apresentação ABB – MV Nov 2006 mostrando as vantagens dos Sensores.

[12] Cahier Techniques n. 190 – Ferroresonance – Philippe Ferraci Merlin Gerin – March 1998.

[13] Protective Relaying – Principles and Applications – Third Edition – ©2007 CRC Press, J. Lewis

Blackburn; Thomas J. Domin – Capítulo 7.

[14] Guide for Application of Rogowski Coils used for Protective Relaying Purposes – Ljubomir Kojovic

– Jan. 2004 – Report Subcommittee – PSRC ITTF2 Apresentation.

Divisor Resistivo

Figura 23 – Aplicação da Bobina de Rogowski como divisor resistivo

Figura 25 – Formas de apresentação da bobina de Rogowski

Divisor capacitivo

Figura 24 – Aplicação da bobina de Rogowski como divisor capacitivo

Sensores de corrente e de tensão

Figura 26 – Outras formas de apresentação da bobina de Rogowski

*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela Escola

Federal de Engenharia de Itajubá (atualmente Unifei). Trabalhou como

engenheiro de estudos e desenvolveu softwares de curto-circuito,

load ow e seletividade na plataforma do AutoCad®. Além disso, tem

experiência na área de projetos, engenharia de campo, montagem,

manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresa

EngePower® Engenharia e Comércio Ltda, especializada em engenharia

elétrica, benchmark e em estudos elétricos no Brasil, na qual atualmente

é sócio diretor. O material apresentado nestes fascículos colecionáveis é

uma síntese de parte de um livro que está para ser publicado pelo autor,

resultado de 30 anos de trabalho.CONTINUA NA PRÓXIMA EDIÇÃO

Conra todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.brDúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o


Aplicações

Errata

Na edição anterior (nº 48 – janeiro) não foram publicadas duasequações integrantes do fascículo “Proteção e s eletividade”, de autoriado engenheiro eletricista Cláudio Mardegan. A primeira deveria estarlocalizada na página 26, logo após o subtítulo “ABNT NBR 6856”:

A segunda também deveria estar na página 26, após o subtítulo“IEEE Std C57.13-1993”:



28O Setor Elétrico / Março de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Terminologia

Alguns termos são utilizados no dia a dia dosprossionais de proteção. Apresenta-se a seguir alguns

dos mais usados:

Autocheck – Característica de um relé digital em que

verica se todas as suas funções estão operativas

e corretas. Este fato dá ao relé digital extrema

conabilidade, visto que os relés devem estar sempre

prontos para operar.

BreAker FAilure – É uma característica que alguns

relés digitais dispõem, cujo objetivo é, após o tempo

denido nesta função, enviar um sinal a uma saídapara que possa ser enviada ao disjuntor à montante

(porque supõe-se que após o tempo denido no relé o

disjuntor que deveria interromper a falta falhou).

C araCterístiCa de um relé – Curva característica tempo

versus corrente de um relé.

C araCterístiCa Ni ( NormAl iNverse ) ou si ( stANdArd

iNverse ) ou sit ( stANdArd iNverse time ) – É a característica

normal inversa de um relé.

C araCterístiCa mi (m uito i Nversa ), vi ( very iNverse ) ou

vit ( very iNverse time ) – É a característica muito inversa

de um relé.C araCterístiCa ei (e xtremameNte i Nversa ), ei ( extremelly

iNverse ) ou eit ( extremelly iNverse time ) – É a

característica extremamente inversa de um relé.

C araCterístiCa td (t empo defiNido ) ou dt ( deFiNite

time ) – É a característica de tempo denido

C oNtato de selo – Contato destinado a garantir que o

sinal enviado será mantido (selado).

C oordeNograma ou folha de seletividade – Gráco em

escala bilogarítmica com o tempo em ordenada e a

corrente em abscissa (t x I) em que é feita a folha de

seletividade.


Capítulo III

Dispositivos de proteção – Parte 1

drop-out – Valor de grandeza (tensão, corrente, etc.)

para o qual o dispositivo volta ao estado de repouso(inicial).

tApe – Valor de ajuste de um relé (normalmente para a

unidade temporizada).

dt/td/tms/ k – Dial de tempo / Time Dial / Time

multiplier setting (ajuste multiplicador de tempo)/k. São

ajustes utilizados para temporizar um relé.

di – dispositivo i NstaNtâNeo – É o valor do ajuste da

unidade instantânea.

idmt – iNverse deFiNite miNimum time (dispositivo a

tempo inverso).

ied – iNtelligeNt electroNic device – São disposi-tivos eletrônicos inteligentes que, por serem

microprocessados e com elevada velocidade de

processamento (> 600 MHz), englobam uma série

de funções, tais como medição, comando/controle,

monitoramento, religamento, comunicação e proteção,

permitem elevada quantidade de entrada analógica

(sinais de tensão e corrente) e elevada quantidade

de entradas/saídas (I/O) digitais. Normalmente estes

dispositivos são voltados para a automação e já foram

projetados dentro dos padrões da norma IEC 61850.

irig – iNter rANge iNstrumeNtAtioN group time codes

– iniciou a padronização dos códigos de tempo em

1956 e os originais da norma foram aceitos em 1960.

Os formatos originais foram descritos no documento

104-60. O documento foi revisado em agosto de 1970

como 104-70 e revisado novamente no mesmo ano

para 200-70. A última revisão da norma é a 200-04.

Para diferenciar os códigos, a norma utiliza as letras A,

B, D, E, G e H. Esses códigos digitais são tipicamente

de amplitude modulada sobre um carrier em uma onda

senoidal de áudio ou sinais TTL (fast rise time). A maior

diferença entre os códigos é a taxa, que varia de um




A p o i o

pulso por minuto até 10.000 pulsos por segundo.

IRIG-A = 1000 PPS; IRIG-B = 100 PPS; IRIG-D = 1 PPM; IRIG-E =

10 PPS; IRIG-G = 10000 PPS; IRIG-H = 1 PPS.

irig B – É um formato de código de tempo serial. Possui um taxa

de sinal de temporização de 100 pulsos por segundo. O IRIG-Benvia dados do dia, do ano, hora, minuto, segundo e fração em um

carrier de 1 kHz, com uma taxa de atualização de um segundo.

O IRIG-B DCLS (deslocamento de nível DC) é o IRIG-B sem o

carrier de 1 kHz. Normalmente, o GPS é utilizado com IRIG-B

para sincronizar os dispositivos de proteção a uma mesma base

de tempo.

gfp– grouNd FAult protectioN – Proteção de falta a terra.

grouNd seNsor (gs) – Sensor de terra. São TCs sensores de terra

que abraçam todas as fases simultaneamente.

mta – mAximum torque ANgle – Ângulo de máximo torque de um

relé direcional.Ntp – Porta Ethernet NTP (Network Time Protocol ).

overtrAvel/overshoot – É o tempo permitido ao relé de disco de

indução para continuar a girar por inércia após a falta ter sido

eliminada (por um relé a montante ou por uma falta intermitente),

antes de fechar os seus contatos.

pick-up – Valor de grandeza (tensão, corrente, etc.) para o qual o

relé inicia a atuação.

reduNdâNCia – Este termo é utilizado para designar uma proteção

que “enxerga” e atua concomitantemente com a proteção

principal. É importante notar que este conceito sempre se refere a

equipamentos distintos (em caixas diferentes).

reset – Voltar ao estado anterior ao da falta.

retaguarda – Este termo é utilizado para designar uma proteção

que atua no caso da proteção principal falhar. É também conhecidacomo proteção de backup. É importante notar que este conceito

sempre se refere a equipamentos distintos (em caixas diferentes).

t empo de reset – Tempo necessário ao relé para voltar ao estado

anterior à falta.

trip – Sinal de desligamento enviado por um relé.

WAtchdog – dispositivo que dispara um reset ao sistema se ocorrer

alguma condição de erro no programa principal.

Tipos de dispositivos de proteção mais comuns Os tipos de dispositivos de proteção mais comumente

utilizados, relés, fusíveis, elos, disjuntores de baixa tensão e IEDsserão descritos neste capítulo.

RelésDenição

São dispositivos destinados a operar quando uma grandeza de

atuação atinge um determinado valor. Existem várias classicações

que se pode dar aos relés, quanto à grandeza de atuação (corrente,




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade tensão, frequência, etc.), forma de conectar ao circuito (primário/

secundário), forma construtiva (eletromecânicos, mecânicos,

estáticos, etc.), temporização (temporizados e instantâneos), quanto

à função (sobrecorrente, direcional, diferencial, etc.), característica

de atuação (normal inverso, muito inverso, etc.).

Principais requisitos de um relé Antigamente os principais requisitos de um relé eram

principalmente conabilidade, seletividade, suportabilidade

térmica, suportabilidade dinâmica, sensibilidade, velocidade,

baixo consumo e baixo custo.

Atualmente, somado aos requisitos é desejável que eles

possuam ainda, breaker failure, autocheck, seletividade lógica,

oscilograa, quantidade de entradas e saídas digitais (E/S digitais)

adequada, quantidade de entradas analógicas de corrente

adequada, quantidade de entradas analógicas de tensão adequada,

quantidade de saídas à relé adequada, IRIGB, possibilidade de se

conectar em rede, possibilidade de realizar funções de automação,comando, controle, medição, supervisão, etc.

Equação universal do conjugado dos relés

A origem dos relés ocorreu com os modelos eletromecânicos e,

assim, o advento dos relés digitais teve de incorporar as principais

características dos eletromecânicos para viabilizar a migração

destes para os digitais. Dessa maneira, é importante entender

o princípio de funcionamento dos relés eletromecânicos. Este

entendimento será iniciado com o relé de disco de indução.

O relé de disco de indução Apresenta-se, na Figura 1, um relé de disco de indução

mostrando seus componentes. Na Figura 2, mostram-se as partes

de interesse para a análise do princípio de funcionamento.

Figura 1 – Relé de disco de indução com suas principais partes componentes

Figura 3 – Lei de Faraday-Lenz – regra da mão direita

Figura 2 – Relé de disco de indução para análise do

princípio de funcionamento

A bobina auxiliar (conhecida também com espira de sombra)

indicada na Figura 2 tem por objetivo gerar um uxo φ2 defasado o

uxo principal φ1. O sistema funciona de forma parecida com ummotor de indução monofásico, em que não se consegue parti-lo se

não houver um capacitor, que provoca o defasamento angular entre

os uxos para gerar o torque. Os uxos Φ1 = φ1 x sen (ωt) e Φ2 =

φ2 x sen (ωt+θ) são senoidais e defasados entre si.

A Lei de Faraday-Lenz diz que a tensão (corrente) induzida irá

contrariar a causa (uxo) que a produziu. A regra da mão direita é

utilizada para determinar o sentido da corrente, conforme Figura 3,

e é expressa pela equação a seguir.

Figura 4 – Regra da mão esquerda



31

A p o i o

Figura 5 – Mecanismo de formação das forças

motoras do disco de indução

Figura 6 – Correntes I1 e I

2 em um relé de disco de indução e respectivos ângulos

Visto que o disco possui uma resistência R nele irá circular uma

corrente dada por:

As correntes I1 e I2 irão propiciar o aparecimento das forças

dadas, conforme Figura 5 pela regra da mão esquerda (vide Figura 4).

Do eletromagnetismo sabe-se que F ≈ φ x I. A força resultante

será F = F2 – F1. Do que foi demonstrado:

Logo, a força resultante pode ser calculada como:

A força será máxima para sen θ = 1, ou seja, θ = 90°. Isso

signica que, para haver conjugado máximo, deve haver quadratura

dos uxos φ1 (I1) e φ2 (I2). Na prática, isso é difícil de obter, tanto

pela disposição física da espira de sombra como pelo fato de que

a bobina possui um valor de resistência. É desejável que o relé

opere com conjugado máximo independente do valor do ângulo θ,

que construtivamente varia de 20º a 33°. Assim, a melhor opção setorna considerar as correntes I1i e I2. Veja a Figura 6.




A p o i o

Figura 7 – Evolução dos relés de sobrecorrente

Figura 8 – Representação dos relés de sobrecorrente nos esquemas unilares

Proteção

e

selet

ividade O ângulo φ é o de projeto do relé e o ângulo τ dene o

conjugado máximo. Como o ângulo τ + φ = 90°, a linha de I1i passa

ser a referência. A equação do conjugado pode ser reescrita como

segue:

C = I 1i x I

2 x sen ( θ + φ )

O conjugado máximo CMÁX ocorre para sen (θ + φ) =1. Como φ

= 90 - τ, a equação do conjugado ca:

C = I 1i x I 2 x sen ( θ + 90 - τ ) = I 1i x I 2 x sen ( θ - τ + 90)

C = I 1i x I

2 x cos ( θ - τ )

Relés de sobrecorrente (tipo charneira)

Para relés do tipo charneira a equação do conjugado, pode ser

escrita como segue: C = K1 x I2

Relés de tensão

Aplicando-se uma tensão em um resistor de valor 1/K, gera-se

uma corrente dada por I=U/(1/K), ou seja, I = KU. Dessa forma, a

equação de conjugado para um relé de tensão pode ser escrita da

forma seguinte: C = K2 x U2

Relés que manipulam tensão em corrente

(direcional/impedância)

Substituindo-se a corrente I1i por U na equação do relé de disco

de indução a equação do conjugado ca escrita como segue: C =

K3 x U x I x cos (θ - τ) A partir das denições apresentadas pelas equações de

conjugado e lembrando que os relés possuem também uma

constante de mola K4, pode-se denir a equação universal do relé

pela equação abaixo:

Para os relés de corrente existe apenas as parcelas 1 e 4 da

equação acima.

Para os relés de tensão existe apenas as parcelas 2 e 4 da

equação acima.

Para os relés que necessitam de medição de ângulo ou direção(relés direcionais, distância, etc.), existe apenas as parcelas 3 e 4 da

equação acima.

As grandezas de atuação apresentam parcela positiva e as de

restrição parcela negativa.

Relés de sobrecorrente São relés que operam quando o valor da corrente do circuito

ultrapassa um valor pré-xado ou ajustado. Os relés de sobrecorrente

podem ser instantâneos (função ANSI 50) ou temporizados (função

ANSI 51).

Função ANSI

50, 51, 50/51, 50 N, 51 N, 50/51 N, 50 GS, 51 GS, 50/51 GS, 51G

Direcionalidade

Operam em qualquer direção.

Evolução Os primeiros relés instantâneos eram do tipo charneira. Entre os

primeiros relés temporizados pode-se citar o de disco de indução.

A evolução dos relés passou pelas etapas de relé eletromecânico,

relé estático, relé numérico digital e IED e pode ser visualizada na

Figura 7.

Temporização dos relés de sobrecorrente

Os relés de sobrecorrente podem ser temporizados ou

instantâneos. Os relés eletromecânicos temporizados são

normalmente os de disco de indução e podem ser visualizadosnas Figuras 1 e 2.

Conexão

Vide esquemas unilares e trilares seguintes.




A p o i o

Figura 9 – Representação da conexão residual de relés de

sobrecorrente nos esquemas trilares

Figura 10 - Esquema unilar

Exemplo

Dado o esquema unilar apresentado na Figura 10. Sabendo

que a corrente de linha é de 100 A e a relação do TC é de 200-5 A,

determine a corrente que o relé está “enxergando”.

Solução

A corrente no relé é determinada como:

Características dos relés de sobrecorrente

A característica dos relés de sobrecorrente é representada pelassuas curvas tempo versus corrente. Estas curvas variam em função

do tipo do relé (disco de indução, estático, digital). Antigamente,

na época dos relés de disco de indução, a escolha da característica

do equipamento era feita no momento da compra e, assim, não

era possível alterá-la. Atualmente fabricam-se praticamente

somente os relés digitais e a maior parte deles permite escolher a

característica tempo corrente apenas alterando-se os parâmetros

no próprio relé.

Os termos característica inversa, normal inversa, muito inversa

e extremamente inversa existe desde a época dos relés de disco

de indução. Dessa forma, até hoje se mantém essa terminologia,sendo que as características mais utilizadas são:

Normal Inverso (NI), Muito Inverso (MI ou VI = Very Inverse),

Extremamente Inverso (EI), Tempo Longo Inverso (TLI ou LT I= Long

Time Inverse) e Tempo Denido (TD ou DT = Denite Time).

Nos relés digitais as características tempo versus corrente são

representados por equações, e essas equações mudam de acordo

com a norma. Apresenta-se a seguir as mais usuais.




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade IEC/BS

As características mais utilizadas da norma IEC são apresentadas

por meio das seguintes equações para os relés de sobrecorrente:

Normal inversa Muito inversa Extremamente inversa

As Figuras 11, 12 e 13 apresentam, respectivamente, as

características normal inversa, muito inversa e extremamente

inversa.

Figura 11 – Curva IEC normal inversa

Figura13 - Curva IEC extremamente inverva

Figura 14 – Comparação das características das curvas IEC normal inversa,

muito inversa e extremamente inversa

Figura 12 – Curva IEC muito inversa

Como pode ser observada na Figura 14, a curva extremamente

inversa é muito rápida para altas correntes e lenta para baixas correntes.

A característica normal inversa é muito lenta para correntes elevadas e

rápida para baixas correntes ou de sobrecarga, e a característica muito

inversa é adequada tanto para baixas como para altas correntes.

Exemplo

Um relé de sobrecorrente digital instalado no primário de um

transformador de 1500 kVA, com tensões de 13,8 kV (primária)

e 0,48 kV (secundária), com impedância interna de 5, deve

coordenar com outro situado a jusante (no secundário), também

digital, cujo tempo de atuação é de 0,3 segundos (vide Figura 15).

A corrente de curto-circuito secundária, referida ao primário, é de

1255 A. Sabendo-se que o ajuste de pick-up deste relé é de 90 A

no primário, e que a curva que deve ser utilizada é IEC-MI (Muito

Inversa), calcular o dial de tempo.




A p o i o

Figura 15 - Exemplo de relé de sobrecorrente digital em primário de um

transformador

Solução

Cálculo do múltiplo da corrente de ajuste:

O intervalo de coordenação entre relés digitais deve ser de 0,25

segundos, o que signica que o relé deve ser ajustado para operar

em 0,55 segundos (0.30s + 0.25s). Conforme pode ser observadona Figura 15.

ANSI (C37.90)

Os relés construídos segundo a Norma ANSI C37.90 [82]

obedecem a seguinte equação:

Em que:

t =Tempo de atuação do relé (segundos)

DT = Ajuste do multiplicador dos tempos

I = Corrente circulante/Corrente Pick-up

A, B, C, D, E = Constantes

ANSI (C37.112-1996) (Erro=+15%)

Os relés construídos conforme a norma ANSI C37.112

obedecem às seguintes equações:

Extremamente Inversa

Muito Inversa

Moderadamente Inversa




A p o i o

Figura 16 – Conexões usuais dos relés direcionais de sobrecorrente

Figura 17 – Representação típica do relé direcional de sobrecorrente no

esquema unilar

Figura 19 – Operação indevida de relé direcional em sistema

com capacitor fixoFigura 18 – Diagrama fasorial dos relés direcionais de sobrecorrente

Proteção

e

selet

ividade Relé direcional de sobrecorrente

São relés que operam quando o valor da corrente do circuito

ultrapassa um valor pré-xado ou ajustado e na direção pré-estabelecida.

Função ANSI

A função ANSI deste relé é a 67.

Direcionalidade Operam em apenas uma direção.

Polarização

Por tensão e corrente.

Conexão

As conexões utilizadas para os relés direcionais de sobrecorrente

são: 30°, 60°, 90°. A conexão mais usual é a 90°. Vide Figura 16.

Unilar

O relé 67 pode ser representado em um esquema unilar

conforme indicado na Figura 17.

Diagrama fasorial do relé 67

Apresenta-se na Figura 18 um diagrama fasorial típico de um relé

direcional de conexão 90º e ângulo de máximo torque igual a 45º. É

importante entender que o ângulo de máximo torque é sempre tomado

em relação à tensão de polarização (referência) e que a linha de conjugado

nulo ca a 90º desta linha. Recomenda-se sempre ler atentamente o

catálogo do relé para ver como as tensões devem entrar no equipamento.

Ao utilizar relés direcionais deve-se atentar para o seguinte:

• A presença de banco de capacitores no lado em que o relé não

“enxerga”. Este fato faz com que o relé opere quando o sistema estiver

com baixa carga, o que ocorre normalmente em ns de semana;

• A existência de circuitos paralelos, onde possa haver a circulação de

corrente em sentido reverso, como, por exemplo, quando um motor

está partindo;• Contribuição de motores para as faltas, passando pelo relé direcional.

Aplicações particularesAo utilizar relés direcionais deve-se atentar para o seguinte:

• A presença de banco de capacitores no lado em que o relé não

“enxerga”. Este fato faz com que o relé opere quando o sistema estiver

com baixa carga, o que ocorre normalmente em ns de semana;

• A existência de circuitos paralelos, onde possa haver a circulação de

corrente em sentido reverso, como, por exemplo, quando um motor

está partindo;• Contribuição de motores para faltas, passando pelo relé direcional.

Aplicação particular 1

A presença de banco de capacitores xo no lado em que o relé

não “enxerga”. Este fato faz com que o relé opere quando o sistema

estiver com baixa carga ou mesmo sem carga (o que pode ocorrer

normalmente em ns de semana ou em situações de manutenção).




A p o i o

Figura 20 – Aplicação de relés 67 conjugados com motores

partindo

Na Figura 19, na condição normal de operação, o

gerador não está em operação. Toda potência ativa da carga

é fornecida por ela. A potência reativa da carga é suprida

em parte pelo capacitor e o restante pela concessionária. O

sentido de corrente no relé 67 é contrário ao de sua operação.

Logo ele não opera.

Na Figura 19, na condição de carga desligada, ogerador não está em operação. A concessionária não

entrega potência ativa. A potência reativa da carga é nula

e, assim, a potência reativa suprida pelo capacitor não é

consumida pelas cargas da planta e é entregue ao sistema

da concessionária. O sentido de corrente no relé 67 passa

coincidir com o sentido de operação (trip). Assim, se o

valor de corrente for superior ao valor de pick-up do relé

direcional, ele irá operar.

Como soluções para este caso, sugerem-se duas

possibilidades: aumento do valor de pick-up do relé 67

ou fazer dois grupos de ajustes, sendo que o relé 67 ficadesativado quando o gerador estiver fora de serviço no grupo

ativo (sem gerador).

Apl icação particular 2

A existência de circuitos paralelos, em que possa haver

a circulação de corrente em sentido reverso, como, por

exemplo, quando um motor está partindo.

Para o caso da Figura 20, deveria ser prevista esta condição departida, quando o gerador opera em paralelo com a concessionária.

Como solução para esta condição está o aumento do pick-up do

relé 67 acima de Ip1.

Aplicação particular 3

Contribuição em sentido reverso para as faltas, passando pelo

relé direcional.

Proteção

e

selet

ividade




A p o i o

Figura 22 – Coordenação do relé 67 com o(s) relé(s) 50/51

Figura 21 – Coordenação dos relés 67 com os relés de

sobrecorrente

*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela Escola Federal de

Engenharia de Itajubá (atualmente Unifei). Trabalhou como engenheiro de estudos

e desenvolveu softwares de curto-circuito, load ow e seletividade na plataforma do

AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos, engenharia de campo,montagem, manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresa

EngePower® Engenharia e Comércio Ltda, especializada em engenharia elétrica,

benchmark e em estudos elétricos no Brasil, na qual atualmente é sócio diretor. O

material apresentado nestes fascículos colecionáveis é uma síntese de parte de um

livro que está para ser publicado pelo autor, resultado de 30 anos de trabalho.

CONTINUA NA PRÓXIMA EDIÇÃOConra todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br



Para o circuito da Figura 21, é necessário ajustar o relé 67coordenado com o relé 50/51 do circuito sob curto-circuito.

Aplicação part icular 4

Contribuição de motores para as faltas, passando pelo relé

direcional. Como solução para a condição apresentada na Figura

22 está a coordenação do relé 67 com o(s) relé(s) 50/51 dos

alimentadores.



26O Setor Elétrico / Abril de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Relé direcional de potência Em concepção, os relés direcionais de potência são

relés que operam quando o valor da potência ativa do

circuito ultrapassa um valor prexado ou ajustado e nadireção preestabelecida. Atualmente, com o advento

dos relés digitais, já existem relés 32P, 32Q, 32S.

Função ANSI

O número para a função ANSI para o relé direcional

de potência é 32.

Direcionalidade

Os relés 32 operam em apenas uma direção.

Polarização A polarização do relé 32 é por tensão e corrente.

Conexão

As principais conexões para o relé 32 são: 30°, 60°

e 90°. A conexão mais usual é a 30°.

Unilar

O relé 32 pode ser representado em um esquema

unilar conforme indicado na Figura 1.


Capítulo IV

Dispositivos de proteção – Parte II

A potência nominal vista pelo relé é dada pela

equação abaixo.

Quando instalado na interconexão com

concessionária, o ajuste deste relé é normalmente

dado em função de um percentual sobre o total da

geração o qual é calculado como abaixo:

Relé diferencial São relés que operam quando a diferença da

corrente de entrada em relação à corrente de saída

ultrapassa um valor preestabelecido ou ajustado.

Função ANSI

O número que expressa a função ANSI do relé

diferencial é o 87. Pode receber uma letra adicional

como 87T (diferencial de transformador), 87B

(diferencial de barra), 87G (diferencial de gerador),

87M (diferencial de motor), etc.

Direcionalidade

Operam dentro de sua zona de proteção (entre os

TCs de entrada e saída) em qualquer direção.

Polarização

A polarização do relé diferencial ocorre por corrente.

Conexão/esquemas

Para a representação em esquemas unilares, vide

Figura 2. Para a representação em esquemas trilares,

vide Figura 3.

Figura 1 – Representação em unilar do relé 32 (direcional

de potência).




A p o i o

Figura 2 – Representação em unilar do relé 87 (diferencial).

Figura 3 – Esquema trilar do relé 87

Existem dois tipos básicos de relés diferenciais: o relé

diferencial amperimétrico, que se constitui apenas de um relé

de sobrecorrente instantâneo conectado, operando de forma

diferencial; o relé diferencial percentual constituído, além da

bobina de operação uma bobina de restrição dividida em duas

metades.

Relé diferencial percentual Como descrito no parágrafo anterior, existem duas metades de

bobina (N2) percorridas pela corrente média (I1+I2)/2 que exercem

a restrição e a diferença de corrente (I1 – I2) e exerce a operação

sobre a bobina (N1). O esquema trilar da Figura 3 mostra esquema

de ligação e funcionamento.

Em que:

Io = Corrente de operação

Ir = Corrente de restrição

Io = I1 – I2

Ir = (I1 + I2) / 2

A equação universal dos relés

ca:

C = K1 (I1 – I2)2 –

K2[(I1+I2)/2]2 – K3

Fazendo-se inicialmente K3

= 0 e para C=0, tem-se a

declividade da reta:

Levando-se em conta K3, tem-se:




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Quando Ir = (I1 + I2) / 2 tende a zero, atinge-se o valor de

pick-up.

Figura 4 – Característica de operação do relé diferencial.

Figura 5 – Esquema unilar do relé de subtensão.

Figura 7 – Esquema unilar do relé 59N.

Figura 8 – Sistema não aterrado (a) antes e (b) após uma falta a terra.

Figura 9 – Esquema trilar para conectar o relé 59N.

(a) Sistema não aterrado

antes CC Fase TerraFigura 6 – Esquema unilar do relé de sobretensão.

A Figura 4 mostra a característica do relé diferencial.

Relé de subtensão

São relés que operam quando a tensão do sistema cai abaixo deum valor preestabelecido ou ajustado.

Função ANSI

O número que expressa a função ANSI do relé de subtensão é o 27.

Polarização

A polarização do relé de subtensão é por tensão.

Conexão

A conexão do relé de subtensão é apresentada no esquema

unilar da Figura 5.

27

59

Relé de sobretensão São relés que operam quando a tensão do sistema ultrapassa

um valor preestabelecido ou ajustado.

Função ANSI

O número que expressa a função ANSI do relé de sobretensão

é o 59.

Polarização

A polarização do relé de sobretensão é por tensão.

Conexão

A conexão do relé de sobretensão é apresentada no esquema

unilar da Figura 6.

Relé de sobretensão de sequência zero São relés que operam quando a tensão do sistema ultrapassa

um valor preestabelecido ou ajustado na ocorrência de uma faltaa terra. Na prática, este relé é utilizado no secundário de TPs

conectados em estrela aterrada-delta aberto, ou utilizando-se

de recursos de rmware, em que a tensão de sequência zero é

calculada a partir das tensões de fase.

A sua aplicação é mais frequente em sistemas não aterrados,

para a detecção e eliminação de faltas a terra. Deve-se, preferen-

cialmente, desligar as fontes.

Função ANSI

O número que expressa a função ANSI do relé de sobretensão

de sequência zero é o 59N.

Polarização

A polarização do relé 59N é por tensão de sequência zero.

Conexão

A conexão do relé de 59N é apresentada no esquema unilar

da Figura 7.

Demonstra-se a seguir o valor que aparece no relé 59N em um

sistema não aterrado quando submetido a uma falta a terra.

59N

(b) Sistema não aterrado depois

CC Fase Terra na fase “a”

A forma trilar de conectar o relé 59N é apresentada na Figura 9.




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Assim, pode-se provar que a tensão que aparece entre os

terminais X e Y é igual a três vezes a tensão fase-neutro do sistema.

Veja a demonstração a seguir.

Tese: VXY = 3 VFN

VXY = 3 Vao = 3 x (1/3) [Va + Vb + Vc]

VXY = Va + Vb + VcVa = 0.0 |0.0° ; Vb = VFF |–60.0° ; Vc = VFF |–120.0°

VXY = Va + Vb + Vc = 0.0 |0.0° + VFF |–60.0° + VFF |–120.0°

VXY = VFF (1 |–60.0° + 1 |–120.0°)

VXY = VFN x √3 x √3

VXY = 3 x VFN

Relé de bloqueio São relés que recebem sinais de desligamento de outros relés

e atuam sobre o disjuntor. Sua função é bloquear o religamento

do disjuntor no caso de falta, pois o disjuntor somente pode serreligado após este relé ser resetado e, assim, somente será religado

por pessoa especializada e autorizada. Normalmente, apenas os

relés de sobrecorrente são direcionados para este relé (50, 51,

50/51, 50/51N, 67, 87).

Função ANSI

O número ANSI para esta função é o 86.

Polarização

Não possui.

Conexão

A representação do relé de bloqueio em esquemas unilares

pode ser visualizada na Figura 10.

Figura 10 – Representação do relé de bloqueio em esquemas unilares.

Figura 11 – Foto de um relé de bloqueio

Relé de distânciaUm relé de distância pode ter esta função desempenhada por

um relé de impedância (ou ohm), admitância (ou mho – o contrário

de ohm), reatância ou relés poligonais.

Este relé utiliza este nome visto que, quando há uma falta em

uma linha, a impedância da linha vista pelo relé muda e depende

da distância onde foi a falta.

Função ANSI

O número da função ANSI que representa o relé de distância é o 21.

Polarização

A polarização é por corrente e tensão.

Conexão

Conforme esquema unilar apresentado na Figura 12.

A Figura 11 mostra um relé de bloqueio típico. Os relés

de bloqueio possuem uma boa quantidade de contatos NA

(normalmente abertos) e NF (normalmente fechados) para poderem

realizar as lógicas de contato. Nos relés digitais e nos IEDs, a

função de bloqueio pode ser feita pelo próprio relé.

Figura 12 – Esquema unilar do relé 21.

Figura 13 – Esquemático do princípio de funcionamento do relé 21.

Relé de distância do tipo impedância ou OHM

Este tipo de dispositivo de proteção é um relé de sobrecorrente

com restrição de tensão, conforme pode ser observado na Figura

13, que mostra esquematicamente o princípio de funcionamento do

relé de distância do tipo impedância, cuja equação de conjugado é

dada por:

Os termos negativos K2 I2 e K3 representam as restrições de

tensão e de mola.

No limiar de operação, ou seja, C = 0 a equação acima ca:

Desprezando-se o efeito de mola, tem-se K3 = 0




A p o i o

Figura 14 – Relé de distância tipo impedância.

Figura 15 – Temporizações das zonas de proteção.

Figura 16 – Valor de pick up e slope (declividade) do relé de distância.

Em um plano cartesiano complexo Z = R + j X = Constante

signica módulo constante. Assim, o lugar geométrico cujo módulo

é constante é um círculo. Veja Figura 14.

comprimentos l1, l2, l3, dentro de cada zona de proteção e os respectivos

tempos de atuação de t1, t2 e t3. A Figura 15 mostra estas temporizações.

É importante notar que a região de conjugado positivo (atuação)

ca dentro dos círculos de cada zona de proteção. Assim, o relé

operará sempre que a impedância for menor que o valor ajustado e

pela foto t1 < t2 < t3.

Levando-se em conta agora o efeito da mola, no início da faltaà tensão tende para zero e a corrente aumenta, logo a impedância

(V/I = Z) tende a zero.

A linha de transmissão mostrada na Figura 14 mostra um relé

de distância do tipo impedância, que possui três zonas de proteção,

correspondendo às respectivas impedâncias Z1, Z2 e Z3 os respectivos

A Figura 16 mostra o valor do pick up do relé de impedância e

a sua respectiva declividade.




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Vale a pena lembrar que um relé de distância normalmente

apresenta três partes principais (a) unidade de partida; (b) três

unidades de impedância ajustáveis (Z e temporização) indepen-

dentes (Zona 1, 2 e 3); e (c) unidades auxiliares (sinalização,

bloqueio de contatos, etc.).

Relé de distância do tipo reatânciaEste tipo de dispositivo de proteção é um relé de sobrecorrente

com restrição direcional, dessa forma, a equação do conjugado é

expressa por:

C = K1 I2 – K

2 V I cos (θ - τ) – K

3

Utilizando-se τ = 90°, a equação acima resulta em:

C = K1 I2 – K

2 V I sen (θ) – K

3

No limiar de operação C = 0 e desprezando-se inicialmente oefeito de mola (K3 = 0), tem-se:

K1 I2 = K

2 V I sen (θ)

A curva característica deste relé, no plano R-X, é representada

por uma reta paralela ao eixo R, conforme indicado na Figura 17.

A aplicação deste relé apresenta algumas restrições pelofato dele apresentar uma característica aberta, sendo sensível às

oscilações do sistema. Entretanto, devido à sua característica, este

relé torna-se independente da resistência de arco. Vide Figura 18.

Figura 17 – Característica do relé de reatância.

Figura 19 – Relé de distância com característica inclinada.

Figura 18 – Relé de reatância com falta por arco.

Existem relés que apresentam característica angular. Derivam

da mesma equação abaixo:

C = K1 I2 – K

2 V I cos(θ – τ) – K

3

Fazendo-se C = 0 e K3 = 0

K1 I2 = K

2 V I cos(θ – τ)

Esta equação é uma reta na forma de 2a = r cos(θ – τ).

Dependendo do valor da relação K1 /K

2, tem-se uma família de retas

inclinadas no plano R-X.

Pode-se mostrar que uma dada carga de potência S = P + jQ,

pode ser representada no plano R-X na forma:

Assim, é importante avaliar o comportamento da carga, pois se

ocorre uma perturbação a variação da impedância da carga poderá

penetrar na zona de atuação do relé de distância do tipo ohm,

podendo causar um desligamento indevido. Os relés de distância

com características angulares podem ser mais convenientes nessas

condições, porém, operarem em condições de curto-circuito.

Existem relés que combinam características para poder tirar as

vantagens de cada tipo de curva.

Relé de distância do tipo admitância

Este tipo de dispositivo de proteção é um relé direcional com

restrição por tensão. A equação de conjugado é dada por:

C = K1 V I cos(θ – τ) – K

2 V2 – K

3

No limiar de operação (C = 0) e desprezando-se o efeito de

mola (K3 = 0), tem-se:

K1 V I cos(θ - τ) = K

2 V2

Dividindo-se ambos os membros por K2VI, tem-se:




A p o i o

Figura 20 – Característica do relé de admitância ou tipo mho.

Figura 21 – Relé de distância tipo mho com falta e por arco.

Em um plano R-X, a equação acima representa um círculo de

diâmetro K1 /K2 que passa pela origem, como mostrado na Figura

20. O ângulo t é, por construção do relé, o ângulo de máximo

torque do relé e, obviamente, a característica de conjugado nulo

ca a 90° da linha de máximo torque.

Devido à sua característica, o relé de admitância é mais propício

que o relé de impedância para faltas por arco. Veja Figura 21.

Pode-se demonstrar que o diâmetro do círculo é proporcional

ao valor obtido de (K1 /K2).V2. Isso signica que para faltas próximas

do relé (começo da linha) o valor de V é pequeno e pode ocorrer

mau funcionamento ou falha do relé devido a uma “zona morta”.

Assim, signica que há necessidade de um comprimento mínimode linha. Este fato faz ser interessante ajustar-se a relação K1 /K2 ou

haver uma tensão mínima para operação do relé. Mesmo no caso

de um curto-circuito franco (metálico), em que V = 0, na prática

terá um valor de resistência de arco, que corresponde a valores

da ordem de 4% da tensão nominal, o que normalmente será

suciente para operar o relé.

Lista-se a seguir algumas características do relé mho:

Constitui-se um relé inerentemente direcional;

Ocupa uma menor área no plano R-X, o que o torna adequado

para linhas longas de alta tensão, sujeitas a severas oscilações depotência;

Acomoda adequadamente faltas por arco.

Principais pontos a serem considerados na aplicação de

relés de distância

Apresenta-se a seguir alguns dos principais pontos a serem

observados quando da aplicação de relés de distância:




A p o i o

Figura 24 – Característica tempo x corrente do 51 V em função do valor

da tensão.

Proteção

e

selet

ividade

Faltas muito próximas do relé (tensão muito baixa);

Elevada impedância de curto-circuito; Falta de transposição ou transposição inadequada;

Oscilação de potência;

Efeito da saturação de TCs;

Impedância mútua;

Resistência de arco;

Derivações de linhas;

Efeito infeed/outfeed;

Variações de temperatura ambiente e condições de resfriamento

dos condutores (direção e velocidade do vento).

Proteção de distância típica Apresenta-se a seguir, na Figura 22, uma proteção de distância

típica para proteção de 100% de uma linha de transmissão,

utilizando-se dois relés igualmente ajustados, “olhando” um para o

outro. Existem outros critérios.

Relé de sobrecorrente com restrição (ou supervisão)de tensão

Anteriormente foi mostrado que quando ocorre um curto-circuito

em um gerador, a corrente de falta amortece rapidamente, podendo

mesmo acontecer que a corrente de curto-circuito permanente que

abaixo da corrente nominal do gerador. Como então proteger esteequipamento, tendo que permitir a circulação de corrente nominal

e ao mesmo tempo conseguir proteger na condição de curto-

circuito? Foi desta forma que surgiu a proteção de sobrecorrente com

supervisão ou restrição de tensão. Na prática, o que esta proteção faz

é deslocar a característica do relé de sobrecorrente para a esquerda

horizontalmente (no plano cartesiano t x I, em função do valor da

tensão. A Figura 24 ilustra o exposto.

Função ANSI

O número da função ANSI que representa o relé de

sobrecorrente com restrição de tensão é o 51 V.

Figura 22 – Proteção de distância típica.

Polarização

A polarização é por corrente e tensão.

Conexão

Conforme esquema unilar apresentado na Figura 23.

Figura 23 – Representação em esquema unilar do relé 51 V.

Em relés numéricos digitais e IEDs, a restrição normalmente éfeita por meio da aplicação de um fator sobre o valor do pick-up,

como segue:

IPICK-UP RESTRIÇÃO

= IPICK-UP 51

x Fator

A Figura 25 ilustra um relé que apresenta esta curva típica. Para

o exemplo, vê-se que o valor do fator é 0,25 para valores de tensão

de 0% a 25% da tensão nominal. Entre 25% e 100% da tensão

nominal obedece a curva da Figura 25 (ou seja, o valor pµ da tensão

corresponde ao fator). Acima de 100% da tensão o fator é sempre 1.




A p o i o

Figura 25 – Fator aplicado em função do valor da tensão para relés

digitais e IEDs.

Figura 26 – Esquema unilar do relé de frequência.

Relé de frequência São relés que operam quando a frequência do sistema cai (relé

de subfrequência) abaixo ou ultrapassa (relé de sobrefrequência)

um valor preestabelecido ou ajustado.

Função ANSI O número que expressa a função ANSI do relé de frequência é o 81.

Polarização

A polarização do relé de frequência é por tensão.

Conexão

A conexão do relé de frequência é apresentada no esquema

unilar da Figura 26.

Aplicação

A aplicação deste relé é feita em sistemas em que existe a possibilidade

de haver a perda parcial de geração e ainda que estas perdas não possam

ser toleradas por certo tempo. Outra aplicação desta proteção é feita em

sistemas em que há a necessidade de rejeição de cargas (load shadding), com

o objetivo de descartar cargas de forma a recuperar a frequência do sistema.




AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos, engenharia de campo,

montagem, manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresa










26O Setor Elétrico / Maio de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Relé df/dt Muitas vezes, esperar alguns ciclos para operar um

relé de frequência pode não ser uma solução real de

proteção de um sistema elétrico, pois esta espera pode

pôr em risco a operação e/ou equipamentos do sistema.

Nestes casos, lança-se mão dos relés df/dt, que operam

quando a taxa de variação da frequência no tempo

do sistema cai abaixo de um valor preestabelecido ou

ajustado. A forma de se fazer esta proteção consiste em

monitorar a tangente (derivada) da tensão no tempo,

cuja inclinação nos permitirá avaliar a variação da

frequência no tempo. A Figura 1 ilustra o exposto.Antes do distúrbio a inclinação da tensão é maior

(Ponto A). Quando ocorre o distúrbio, a frequência cai

e também a inclinação (derivada – Ponto B). Assim,

antes mesmo de atingir o primeiro meio ciclo já se sabe

que a frequência irá cair.


Capítulo V

Dispositivos de proteção – Parte III

Figura 1 – Monitoração da frequência pela derivada

(inclinação) da forma de onda de tensão.

Figura 2 – Esquema unilar do relé de frequência + df/dt.

Função ANSI

Como normalmente esta função é utilizada em

conjunto com o relé de frequência, o número utilizado

para a função ANSI é 81 + df/dt.

Polarização

A polarização do relé df/dt é por tensão.

Conexão A conexão do relé de frequência+df/dt é apresen-

tada no esquema unilar da Figura 2.

Aplicação

A aplicação deste relé é feita em sistemas em que

existe a possibilidade de haver a perda parcial de geração

e ainda que estas perdas não possam ser toleradas por

certo tempo, pois acabam impondo uma sobrecarga

extrema à geração, que pode danicar a máquina, sendo

assim muito usado no ponto comum de acoplamento

entre dois sistemas de geração. Outra aplicação desta

proteção é feita em sistemas em que há a necessidade

de rejeição de cargas (load shadding) de alta velocidade,

com o objetivo de descartar cargas de forma a recuperar

a frequência do sistema. É óbvio que os relés auxiliares

de multiplicação dos contatos também deverão ser muito

rápidos para não degradar o tempo de descarte.

Fusível Denição

É um dispositivo utilizado para a proteção de

sobrecorrente em circuitos, fundamentalmente contra

curto-circuito, e é constituído de um elemento condutor

que se funde e interrompe o circuito quando a corrente

atinge valores acima da sua capacidade nominal.

Podem ser retardados, rápidos, ultrarrápidos,

limitadores de corrente, etc.




A p o i o

Figura 3 – Curvas características do fusível.

Figura 4 – Efeito limitador do fusível – ¼ de ciclo para eliminar a falta.

Curvas características

Os fusíveis apresentam quatro curvas características tempo

versus corrente. A saber: (a) tempo mínimo de fusão; (b) tempo

máximo de fusão; (c) tempo total para extinção de arco; e (d)

característica de curta duração. Veja as curvas características na

Figura 3.

Curvas características do fusível

Fusível limitador de corrente

O fusível limitador de corrente é um dispositivo que pode

interromper a corrente de curto-circuito em tempos da ordem de

¼ de ciclo, não deixando a corrente de curto-circuito atingir o seu

valor de pico máximo. A Figura 5 ilustra o exposto.




A p o i o

Pro

teção

e

selet

ividade

Figura 5 – Efeito limitador. Corrente de crista (pico) ca limitada.

Figura 6 – Seletividade entre fusíveis.

Seletividade entre fusíveis

Para que possa haver seletividade entre dois fusíveis (1 e 2), é

necessário que o I2t para tempo total de eliminação do fusível 1

esteja abaixo do I2t para tempo mínimo de fusão do fusível 2.

A Figura 6 ilustra o exposto

Tabelas de relação de calibre para seletividade Deve-se sempre consultar as tabelas fornecidas pelos fabricantes.

Na falta destas, ou em etapas de projeto em que ainda não se dispõe

do fabricante, o IEEE Std 242 mostra também algumas relações.

Elos Constituem uma forma barata de proteção e consistem basica-

mente de um elemento fusível colocado em um invólucro. Não

apresentam elevada capacidade de interrupção e são utilizados em

redes de distribuição, principalmente aéreas.

A norma brasileira NBR-5359 (EB 123) da ABNT prescreve três

tipos de elos fusíveis de distribuição: elo tipo K, H e T. Os elos tipo K

são do tipo “rápido”. São utilizados para a proteção de alimentadores

e ramais. Os elos tipo T são do tipo “lento”. Os elos do tipo H são do

tipo “alto surto”. São utilizados na proteção de transformadores.

Os elos tipo K e T suportam continuamente aproximadamente 150%

do valor de seus respectivos elos. Os elos tipo H suportam continuamente

aproximadamente 100%. Os elos tipo K e T começam a operar a partir de

2.0 x In. Os elos tipo H começam a operar a partir de 1.5 x In. Deve-se

sempre consultar a curva tempo x corrente fornecida pelo fabricante.

Apresenta-se a seguir as tabelas de coordenação entre elos

fusíveis de distribuição.

Elo a montante

Elo a jusante

6 K 8 K

10 K

12 K

15 K

20 K

25 K

30 K

40 K

50K

65 K

80 K

100 K

140 K

10 K

190

50 K

17001700

1700

1700

1700

1700

1350

850

20 K

650650

540

320

80 K

28002800

2800

2800

2800

2800

2800

2800

2200

1450

30 K

10601060

1060

1050

870

500

140 K

58005800

5800

5800

5800

5800

5800

5800

5800

5800

5800

4500

2000

12 K

350210

40 K

13401340

1340

1340

1340

1100

660

200 K

92009200

9200

9200

9200

9200

9200

9200

9200

9200

9200

9200

9100

4000

15 K

510440

300

65 K

22002200

2200

2200

2200

2200

2200

1700

1100

25 K

840840

840

710

430

100 K

39003900

3900

3900

3900

3900

3900

3900

3900

3900

2400

MáxiMa corrente de falta - aMpère

T abela 1 – C oordenação enTre elos fusíveis do Tipo K.

Na gura acima (conhecida também como “ peak let-through current

chart ) mostra-se que sem limitação o valor da corrente de curto-

circuito pode atingir valores de 42 kA de pico (Ponto A)

Utilizando-se um fusível limitador com calibre de 160A, o valordo corrente de pico irá car limitada a 12 kA de pico (Ponto B)




A p o i o

Figura 7 – Curva tempo x corrente para elos fusíveis tipo H.

Proteção

e

selet

ividade

Elo a montante

Elo a jusante

6 T

8 T

10 T

12 T

15 T 20 T

25 T

30 T

40 T

50T

65 T

80 T

100 T

140 T

10 T

350

50 T

3200

3200

3200

3200

32003200

2600

1500

20 T

1200

1200

1100

680

80 T

5000

5000

5000

5000

50005000

5000

5000

3800

1750

30 T

2000

2000

2000

2000

1700990

140 T

9700

9700

9700

9700

97009700

9700

9700

9700

9700

9700

7200

4000

12 T

680

375

40 T

2540

2540

2540

2540

25002100

1400

200 T

15200

15200

15200

15200

1520015200

15200

15200

15200

15200

15200

15200

15200

7500

15 T

920

800

530

65 T

4100

4100

4100

4100

41004100

4100

3100

1700

25 T

1500

1500

1500

1280

730

100 T

6100

6100

6100

6100

61006100

6100

6100

6100

4400

2200


T abela 2 – C oordenação enTre elos fusíveis do T ipo T.

Elo a montante

Elo a jusante

1 H

2 H

3 H

5 H

8 H

T abela 3 – C oordenação enTre elos fusíveis do T ipo K e H

8 K

125

10 K

230

45

45

45

45

20 K

650

650

650

650

650

80 K

2800

2800

2800

2800

2800

140 K

5800

5800

5800

5800

5800

12 K

380

220

220

220

220

200 K

9200

9200

9200

9200

9200

15 K

510

450

450

450

450

65 K

2200

2200

2200

2200

2200

25 K

840

840

840

840

840

100 K

3900

3900

3900

3900

3900


50 K

1700

1700

1700

1700

1700

30 K

1060

1060

1060

1060

1060

40 K

1340

1340

1340

1340

1340

Elo a montante

Elo a jusante

1 H

2 H

3 H 5 H

8 H

T abela 4 – C oordenação enTre elos fusíveis do T ipo T e H

8 T

400

240

240240

240

10 T

520

500

500500

500

20 T

1200

1200

12001200

1200

80 T

5000

5000

50005000

5000

140 T

9700

9700

97009700

9700

12 T

710

710

710710

710

15 T

920

920

920920

920

65 T

4100

4100

41004100

4100

25 T

1500

1500

15001500

1500

100 T

6100

6100

61006100

6100


50 T

3200

3200

32003200

3200

30 T

2000

2000

20002000

2000

40 T

2540

2540

25402540

2540

Potência (kVA)

5

10

15

25

Potência (kVA)

10

15

30

45

75

112.5

150

200

225

500

750

1000

T abela 5 – elos fusíveis do T ipo H para Transformadores monofásiCos em 13.2 K v

T abela 6 – elos fusíveis do T ipo H e K para Transformadores TrifásiCos em 13.2 K v

Conectados

Elo

-

-

1 H

2 H

5 H

6 K

6 K

10 K

12 K

20 K

30 K

40 K

fase-neutro

-

1 H

2 H

5 H

fase-fase

-

-

1 H

2 H




A p o i o

Figura 8 – Curvas tempo x corrente para elos fusíveis tipo K.

Figura 9 – Principais funções de fase de um disjuntor de baixa tensão:

LTD, STD com I2t OFF e instantâneo.

Figura 10 – Principais funções de fase de um disjuntor de baixatensão: LTD, STD com I2t ON e instantâneo.

Proteção

e

selet

ividade

Disjuntores de baixa tensãoTipos básicos dos disjuntores de baixa tensão

Existem vários tipos de disjuntores de baixa tensão. A

classicação mais comumente encontrada divide estes disjuntores

em duas grandes classes: os disjuntores abertos (Power Breakers ouLVPCB – Low Voltage Power Circuit Breakers) e disjuntores de caixa

moldada (MCCB – Molded Case Circuit Breakers).

Os disjuntores de caixa moldada, como o próprio nome indica,

são compostos por uma caixa isolante como uma se fosse uma

unidade integral que aloja internamente todos os componentes

do disjuntor. Sua desvantagem é que qualquer problema interno

no disjuntor é praticamente impossível de reparar, ou seja, tem

de substituí-lo por outro. Já os Power Breakers, como são abertos,

permitem o acesso às suas partes internas, sendo possível a

manutenção interna de seus componentes.

Antigamente praticamente todos os disjuntores em caixa moldadaeram termomagnéticos. Os elementos térmicos eram constituídos de

bimetálicos e as unidades magnéticas possuíam um eletroímã.

Com o avanço da tecnologia, passou-se a utilizar disparadores

(relés) eletrônicos, os quais permitiram uma melhor adequação da

sua curva de disparo. Esses disjuntores passaram a vir incorporados

com as seguintes funções:

• LTD – Long Time Delay (corrente e tempo)

• STD – Short Time Delay (corrente e tempo)

• Instantâneo – unidade instantânea

• Ground – unidade de terra

Na Figura 9, podem ser observadas as três regiões dessas funções.

A função LTD possui dois ajustes, um de corrente e outro de

temporização. A função STD possui também dois ajustes: um de

corrente e outro de temporização. Alguns disjuntores possuem um

recurso de ligar o I2t para o STD ou deixar desligada (a curva ca reta

ou “at”), como mostrado na Figura 10. O objetivo do I2t, neste caso, é

melhor acomodar/coordenar a curva disjuntor com dispositivos situadosa jusante, tais como fusíveis e/ou correntes de partida de motores.

A função “instantânea” possui somente ajuste de corrente. Alguns

disjuntores apresentam também uma quinta função que consiste do

instantaneous override, ou seja, uma função que opera instantaneamente,

para um valor predeterminado de fábrica, independente de ajustes

externos, cuja função é proteger o próprio disjuntor.

É importante observar que o tempo mostrado no gráco tempo

x corrente para os disjuntores retratam não só o tempo de operação

disjuntor (como no caso dos relés), mas também o tempo de

abertura e extinção de arco.




A p o i o

Dados para especicação dos disjuntores de baixa tensão

Os principais dados necessários para a especicação dos

disjuntores de baixa tensão são:

• Tensão – É a máxima tensão na qual o disjuntor pode operar;

• Frequência nominal – Frequência para a qual foi projetado para operar;

• Corrente nominal – Os disjuntores de caixa moldada sãoprojetados para operarem para 100% de sua corrente nominal para

uma temperatura especicada. O National Electrical Code (NEC)

prescreve que não se deve permitir circular mais do que 80% de

sua capacidade, ou seja, deve-se calcular a corrente prevista e

dividir por 0.8. É importante notar que os Power Breakers podem

operar com 100% de sua capacidade nominal e também alguns

disjuntores de caixa moldada são projetados para isso;

• Capacidade de interrupção – É o maior valor de corrente (rms –

ecaz) que o disjuntor pode interromper;

• Corrente de curta duração (short time current) – É o valor de

corrente máxima para a qual o disjuntor é capaz de suportar osefeitos da corrente de

curto-circuito para um tempo especicado, normalmente 0.5 s ou

menos. Para os Power Breakers, o valor da corrente de short time é

igual à da capacidade de interrupção do disjuntor;

• Número de polos – Se o disjuntor é unipolar, bipolar ou tripolar;

• Tensão de comando/controle – Valor de tensão AC ou DC para as

bobinas de abertura e fechamento do disjuntor.

IEDsOs IEDs, como mencionado na terminologia, são os Intelligent

Electronic Devices, ou seja, são dispositivos eletrônicos inteligentes

que, por serem microprocessados e com elevada velocidade de

processamento (> 600 MHz), englobam uma série de funções, tais

como medição, comando/controle, monitoramento, religamento,

comunicação e proteção, permitem elevada quantidade de entradasanalógicas (sinais de tensão e corrente) e elevada quantidade de

entradas/saídas (I/O) digitais. Normalmente, estes dispositivos

são voltados para a automação e já foram projetados dentro dos

padrões da norma IEC 61850.

IEC

PTOC

PTOC

PTOC

PTOV

PTOV

PDIS

PDIF

PTR

T abela 7 – algumas funções de proTeção Conforme ieC 61850.

ANSI

51

51N

67

59

59N

21

87

49

Na Figura 11, apresenta-se um esquema unilar com uma

solução convencional para uma subestação de alta tensão a relés.

Neste unilar, existem 14 relés.




A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Nesta situação:

• Existem 12 relés desempenhando as funções 50/51 e 50/51N;

• Existem dois relés desempenhando a função 87T;

• A implantação de seletividade lógica dependerá do tipo dos relés

instalados;

• Caso seja possível, há a necessidade de se passar ação entrerelés para que se possa implantar esta seletividade lógica;

• O custo de implantação devido à quantidade de relés é

relativamente elevado.

Na Figura 12, apresentam-se um esquema unilar com uma

solução para uma subestação de alta tensão, os IEDs. Neste unilar,

existem quatro relés.

As vantagens dos IEDs nesta situação:

• Existem dois relés desempenhando as funções 50/51, 50/51N,

87T;• Existem dois relés desempenhando as funções 50/51, 50/51N,

87T fazendo a redundância;

• A implantação de seletividade lógica é fácil, boa parte pode ser

feita dentro do próprio relé;

• Pouca ação entre relés para que se possa implantar esta

seletividade lógica;

• O custo de implantação, devido à quantidade de relés,

normalmente é menor que a solução convencional;

• Ganha-se quatro diferenciais de barra.

Figura 11 – Esquema unilar com uma solução convencional.

Figura 12 – Esquema unilar com uma solução de IEDs.

As principais desvantagens da utilização de IEDs são:

• A concentração de ação nos cubículos onde estão instalados

os IEDs;

• Maior grau de diculdade para a programação de um mesmo

dispositivo;

• A detenção da programação do software por alguns fabricantes.

Descrição das funções ANSI

1 – Elemento principal

2 – Relé de partida ou fechamento temporizado

3 – Relé de vericação ou interbloqueio

4 – Contator

5 – Dispositivo de parada

6 – Disjuntor de partida

7 – Disjuntor de anodo

8 – Dispositivo de desconexão da energia de controle

9 – Dispositivo de reversão

10 – Chave de sequência

11 – Reservada para futura aplicação

12 – Dispositivo de sobrevelocidade

13 – Dispositivo de rotação síncrona

14 – Dispositivo de subvelocidade

15 – Dispositivo de ajuste ou comparação de

velocidade ou frequência

16 – Reservada para futura aplicação

17 – Chave de derivação ou de descarga

18 – Dispositivo de aceleração ou desaceleração

19 – Contator de transição partida-marcha

20 – Válvula operada eletricamente

21 – Relé de distância

22 – Disjuntor equalizador

23 – Dispositivo de controle de temperatura

24 – Reservado para futura aplicação

25 – Dispositivo de check de sincronismo

26 – Dispositivo térmico do equipamento

27 – Relé de subtensão


29 – Contator de isolamento

30 – Relé anunciador de alarme

31 – Dispositivo de excitação em separado

32 – Relé direcional de potência

33 – Chave de posição

34 – Chave de sequência, operada por motor

35 – Dispositivo para operação das escovas ou para

curto-circuitar os anéis coletores

36 – Dispositivo de polaridade

37 – Relé de subcorrente ou subpotência

38 – Dispositivo de proteção mancal


40 – Relé de perda de campo

41 – Disjuntor ou chave de campo

42 – Disjuntor ou chave de operação normal

43 – Dispositivo ou seletor de transferência manual

44 – Relé de sequência de partida das unidades


46 – Relé de falta de fase ou desequilíbrio de corrente

47 – Relé de sequência de fase de tensão

48 – Relé de sequência incompleta

49 – Relé térmico para máquina ou transformador

50 – Relé de sobrecorrente instantâneo

51 – Relé de sobrecorrente temporizado

52 – Disjuntor de corrente alternada




A p o i o




AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos, engenharia de campo,montagem, manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresa








Proteção

e

selet

ividade 53 – Relé de excitatriz ou gerador CC

54 – Disjuntor corrente contínua de alta velocidade

55 – Relé de fator de potência

56 – Relé de aplicação de campo

57 – Dispositivo para aterramento ou curto-circuito

58 – Relé de falha de reticação

59 – Relé de sobretensão

60 – Relé de balanço de tensão61 – Relé de balanço de corrente

62 – Relé de interrupção ou abertura temporizada

63 – Relé de pressão ou nível de uxo líquido ou gás

64 – Relé de proteção de terra

65 – Regulador (governor) de velocidade

66 – Relé de intercalação ou escapamento de operação

67 – Relé direcional de sobrecorrente

68 – Relé de bloqueio

69 – Dispositivo de controle permissivo

70 – Reostato eletricamente operado

71 – reservado para futura aplicação

72 – Disjuntor de corrente contínua

73 – Contator de resistência de carga

74 – Relé de alarme

75 – Mecanismo de mudança de posição

76 – Relé de sobrecorrente DC

77 – Transmissor de impulsos

78 – Relé de medição de ângulo de fase ou de proteção

de falta de sincronismo

79 – Relé de religamento AC


81 – Relé de frequência

82 – Relé de religamento DC

83 – Relé de seleção de controle ou de transferência automática

84 – Mecanismo de operação

85 – Relé receptor de onda portadora ou o piloto

86 – Relé de bloqueio

87 – Relé de proteção diferencial

88 – Motor auxiliar ou motor gerador

89 – Chave separadora (line switch)

90 – Dispositivo de regulação91 – Relé direcional de tensão

92 – Relé direcional de tensão e potência

93 – Contator de variação de campo

94 – Relé de desligamento ou de disparo livre








36

O Setor Elétrico / Junho de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

O objetivo deste capítulo é demonstrar a

importância de utilizar um sistema de alimentação

auxiliar conável, bem como descrever os mais

utilizados. Também será mostrado um diagrama

funcional típico de uma proteção atuando sobre um

disjuntor.

Características das grandezas elétricasdurante um curto

Quando ocorre um curto-circuito, observam-se

variações signicativas em duas grandezas elétricas:

• Corrente: cujo valor tem um aumento abrupto;

• Tensão: cujo valor apresenta uma queda acentuada

(próximo de 0 V no ponto de curto).


Capítulo VI

Serviços auxiliares

Alimentação das cargas essenciais (relés,disjuntores, sinalizações, sinóticos, etc.)

O circuito de comando dos disjuntores deve ser

capaz de fazer o disjuntor mudar de estado de ligado

para desligado quando houver atuação de um relé

de proteção. Assim, se for utilizado um circuito em

corrente alternada derivado diretamente do barramento

por meio de um TP, na ocorrência de um curto-circuito

a tensão primária do TP cai e, consequentemente,

também a secundária, não havendo, desta forma,

tensão de comando suciente para fazer atuar a bobina

de abertura do disjuntor.

Desse modo, é prática efetuar a alimentação do

circuito de comando de disjuntores por um nobreak

DC ou AC. Vide diagrama funcional típico na Figura 1.

Figura 1 – Diagrama funcional típico de um disjuntor.



37


A p o i o

Nobreak DC (Carregador de baterias)

O carregador de baterias é composto de dois conjuntos

fundamentais:

• Reticador;

• Bateria de acumuladores.

Veja o esquema unilar do carregador de baterias na Figura 2.

Figura 2 – Esquema unilar de um reticador (carregador de bateria).

A entrada do reticador vem normalmente de um transformador

auxiliar ou de comando em corrente alternada. O reticador

transforma a tensão de entrada AC em tensão de saída DC (ou seja,

retica a onda de entrada).

O reticador é projetado para manter uma tensão maior que

a de descarga das baterias, conhecida como tensão de utuação,

de forma que, em condições normais, a bateria não descarrega,

apenas mantém sua carga.

Na ocorrência de um curto-circuito na linha, a tensão no

sistema cai próximo de zero e, consequentemente, cai a tensão ACde entrada. A tensão na saída do reticador também cai e a tensão

da bateria passa a ser maior que na saída do reticador, passando a

assumir a carga desse sistema auxiliar e permitindo manter a tensão

para:

• Comando de disjuntores/chaves e telecomandos;

• Alimentação de sistemas de sinalização;

• Alimentação auxiliar de relés/sistemas de proteção;

• Alimentação de painéis sinóticos;

• Iluminação de emergência;

• Alimentação de sistemas de medição/telemetria.

Ao retornar a tensão AC, o reticador reconhece e pode colocar

a bateria em recarga.

A bateria de acumuladores deve permitir a alimentação das

cargas essenciais durante o período de tempo suciente para

efetuar todas as atuações e as manobras necessárias. Este intervalo

de tempo em que a bateria mantém a tensão mínima por



38


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade elemento (normalmente 90% da tensão nominal) necessária ao bom

funcionamento do sistema é conhecido como autonomia da bateria.

Os principais tipos de bateria utilizados atualmente são:

• Chumbo-ácido;

• Alcalinas (níquel/cádmio).

A capacidade das baterias chumbo-ácidas é, geralmente, de 10

horas, ao passo que as alcalinas podem ser de 3, 5 ou 10 horas.

Principais características elétricas das bateriasTensão nominal (Vn)

As tensões DC normalmente utilizadas são 12 Vdc, 24 Vdc, 48

Vdc, 60 Vdc, 110 Vdc, 125 Vdc, 220 Vdc e 250 Vdc.

Tensão máxima do equipamento (Vmáx)

Este valor de tensão depende dos equipamentos que serão

ligados na saída da bateria e, normalmente, é de 10% acima datensão nominal (110% Vn). Entretanto, também são encontrados

valores de 5% (105% Vn) e 20% (120% Vn).

Tensão mínima do equipamento (Vmin)

Este valor de tensão depende dos equipamentos que serão

ligados na saída da bateria e é de 10% abaixo da tensão nominal

(90% Vn), porém, também são encontrados valores de 5% (95%

Vn) e 20% (80% Vn).

Tensão de utuação por elemento

A bateria trabalha na maior parte do tempo em utuação,entrando em descarga apenas quando cessa a tensão na entrada do

reticador. Assim, a tensão na saída do reticador deve car acima

deste valor.

Para baterias chumbo-ácidas, este valor ca na faixa de 2.15 V

a 2.2 V, mas o valor mais comum é de 2.2 V/elemento. Para baterias

alcalinas, este valor ca na faixa de 1.38 V a 1.42 V, sendo comum

o valor de 1.4 V/elemento.

Tensão nal de descarga do elemento (Vfd)

Uma bateria de acumuladores após sair da utuação vai

descarregando lentamente (e linearmente) e quando a tensãoatinge um ponto de inexão denominado tensão nal que, após

ultrapassado, a tensão cai abruptamente e não consegue mais

suprir a carga com energia necessária.

Os valores de tensão nal por elemento para baterias chumbo-

ácidas variam de 1.6 V a 1.85 V/elemento (valores usuais 1.6

V/1.65 V/1.75 V/1.8 V/1.85V), sendo de 1.8V/elemento, um valor

tipicamente adotado para os cálculos.

Já as baterias alcalinas possuem um valor de tensão nal dentro

da faixa de 0.95 a 1.15 V/elemento (valores usuais 1 V/1.05 V/1.10

V/1.14 V), sendo o valor de 1.05 V/elemento, um valor tipicamente

adotado para os cálculos.

Tensão de equalização (Veq)

A carga de equalização é aplicada nas baterias de forma

a restabelecer a capacidade máxima da bateria. A tensão de

equalização por elemento de baterias chumbo-ácidas é da

ordem de 2.2 V a 2.5 V/elemento, sendo o valor mais comum

2.33 V/elemento.

A tensão de equalização por elemento de baterias alcalinas éda ordem de 1.4 V a 1.7 V/elemento, sendo o valor mais comum de

1.55 V/elemento.

Assim, a tensão total de equalização é o produto do

número de acumuladores (n) vezes o valor da tensão de

equalização (Veq).

Faixas de tensão utilizadas para bateria de acumuladores

Constam na Tabela 1, as faixas de tensão comumente utilizadas no

dimensionamento de bateria de acumuladores/carregadores.

Determinação do número de elementos de uma bateria

Na determinação do número de acumuladores ou elementos

que compõem uma bateria, utilizam-se como critério as

variações máximas de tensão permitidas pelos equipamentos.

Dispõe-se de três critérios.

1º critério

Visto que a tensão máxima deve ser n x Veq, temos:

n ≥ Vmáx / Veq

2º critério

Visto que a tensão mínima deve ser n x Vfd, temos:

n ≤ Vmin / Vfd

3º critério

Visto que a tensão nominal deve ser n x V, temos:

n = Vn / V

Idealmente, o valor de n deveria ser o mesmo nos três

critérios. Como isso praticamente não ocorre, faz-se necessário

vericar qual

T abela 1 – F aixas de Tensão para baTeria de acumuladores

Tipo

de bateria

-

-

-

Chumbo-ácido

Alcalina

Chumbo

-ácidoAlcalina

Chumbo-ácido

Alcalina

Nomenclatura

Vn

Vmáx

Vmin

V

V

Vfd

Vfd

Veq

Veq

Faixa

aceita

12 V – 24 V – 48 V –60 V – 110 V –

125 V – 220 V – 250 VVn + (5% ou10% ou 20%)Vn – (5% ou

10% ou 20%)2.15 V a 2.20 V

1.38 V a 1.42 V

1.6 V a 1.85 V

0.95 V a 1.15 V

2.20 V a 2.50 V

1.40 V a 1.70 V

Valor

mais comum

125 V

Vn + 10%

Vn – 10%

2.2 V

1.40 V

1.80 V

1.05 V

2.33 V

1.55 V

Descrição

Tensão nominaldo

equipamentoTensão máxima do

equipamentoTensão mínima do

equipamentoTensão de

utuação/elementoTensão de

utuação/elementoTensão nal de

descargaTensão nal dedescargaTensão de

equalizaçãoTensão de

equalização



40


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade o melhor valor de n que atenda aos três critérios, ou seja, situações

de utuação, carga e descarga.

É importante lembrar que o número de elementos que leve a

uma menor tensão nal conduz ao cálculo de uma bateria de

menor capacidade devido ao melhor aproveitamento (solução

mais econômica). O número de elementos que ultrapasse o valor

da tensão máxima durante a carga impõe soluções mais onerosas emenos conáveis, tais como chaves de transferência, Unidades de

Diodos de Queda (UDQ), etc.

Exemplo

Um sistema de 125 Vdc deve trabalhar com uma bateria chumbo-

ácida. Sabendo que a tensão máxima do sistema não deve ultrapassar

140 V e a mínima não deve ser inferior a 105 V, determinar o número

de elementos desta bateria para uma tensão de utuação (V) de

2.16 V/elemento, tensão nal de descarga (Vfd) de 1.75 V/elemento

e para uma tensão de equalização de 2.33 V/elemento.

Solução

1º critério n = Vmáx / Veq n = 140 / 2.33 n = 60 elementos

2º critério n = Vmin / Vfd n = 105 / 1.75 n = 60 elementos

3º critério n = Vn / V n = 125 / 2.16 n = 58 elementos

Vericação

Adotando n = 60

Tensão máxima Vmáx = 60 x 2.33 = 139.8 V

Tensão mínima Vmin = 60 x 1.75 = 105.0 V

Tensão utuação Vutação = 60 x 2.16 = 129.6 V

Cálculo da capacidade de uma bateriaA capacidade de um acumulador é a quantidade de eletricidade em

ampère-hora, corrigida para a temperatura de referência fornecida

pelo acumulador em determinado regime de descarga até atingir a

tensão nal de descarga. A capacidade de uma bateria é a soma

das capacidades individuais de cada acumulador e é normalmente

expressa em Ah (Ampère-hora).

Assim, para o correto dimensionamento da bateria, se faz

necessário atender a cada etapa a seguir:

• Denir a tensão nominal do sistema auxiliar;• Determinar o tipo de bateria a ser utilizado (chumbo-ácido/

alcalina, tipo, fabricante, etc.);

• Determinar a tensão nal por elemento;

• Determinar o número de elementos;

• Denir as cargas a serem supridas pelo serviço auxiliar;

• Determinar a característica de descarga (ciclo de descarga);

• Obter do fabricante a curva do fator K (K=C/I), em função do tempo

para as tensões nais por elemento (Vfe) previstas para o tipo de

bateria escolhido. A Figura 3 mostra uma curva típica;

• A partir da Vfe e dos respectivos tempos, obter a constante da

bateria para a curva de descarga dos elementos;

• Calcular a capacidade da bateria.

Em que N é o número de trechos da curva. No caso da Figura 3,

N = 12.

Correção do valor da capacidadeO valor calculado deve ser corrigido considerando os fatores a seguir:

Temperatura Fator = 1.050

Envelhecimento (idade) Fator = 1.100

Fator de carga Fator = 1.060

Fator de projeto Fator = 1.050

Fator de correção total Fator = 1.286

Exemplo

Dimensionar um sistema de corrente contínua em 125 VCC de forma

a atender o perl de mínima tensão de 90% (112.5 VCC) e máximatensão de 110% (137.5 VCC). As baterias devem ser alcalinas, com

uma tensão nal por elemento de 1.14V e a autonomia do sistema

deve ser dimensionada e atender a um ciclo de descarga para cinco

horas. As cargas a serem alimentadas por esse sistema são:

Disjuntores de MT

Consumo bobina de abertura: 250 W – 1 s

Consumo motor de carregamento de mola: 140 W

Ciclo de operação: CO – 15 s – CO

Quantidade: 18

Disjuntores de BT

Consumo bobina de abertura: 180 W – 1.6 A (Vmin = 112.5V)

Consumo bobina de fechamento: 180 W – 1.6 A (Vmin = 112.5V)

Consumo motor de carregamento de mola: 400 W – 3.5 A (V min =

112.5V)

Ciclo de operação: CO – 15s – CO

Quantidades:

- Disjuntor completo (motor, bobinas abertura e fechamento): 13

(50% dos motores de carregamento de mola operam simultaneamente

e 30% das bobinas de abertura)

- Disjuntor somente com bobina de abertura: 23(30% das bobinas de abertura operam simultaneamente)

Carga de sinalização

Consumo das lâmpadas: 6 W

Carga constante: 83 lâmpadas

Quantidade de lâmpadas: 157

Iluminação de emergência

Locais: SE principal, casa de controle e sala do gerador de emergência

Potência das lâmpadas: 100 W

Quantidade de lâmpadas: 50

C TOTAL

= K 1 x I

1 + K

2 x (I

2 – I

1 ) + K

3 x (I

3 – I

2 ) + ...... + K

N x (I

N – I

N–1 )



42


A p o i o

Prot

eção

e

seletividade

A partir da característica de descarga apresentada na Figura 3

e da curva do fator K do fabricante apresentada na Figura 4 (que éuma curva típica; o correto é consultar sempre a curva do fabricante),

podemos construir a Tabela 2, que divide a curva acima em 12 trechos,

lembrando que a capacidade da bateria é calculada como segue:

Figura 4 – Fator K para a determinação da capacidade de baterias alcalinas.

Ao dimensionar a bateria, é preciso levar em conta uma

correção por idade (~10%) e também uma reserva para expansões

futuras (~15%).

Assim, o valor calculado deve ser corrigido para:

C5h = 281.0 x 1.10 x 1.15 = 355.5 Ah

A bateria adotada será de 400 Ah / cinco horas.

Dimensionamento da capacidade do reticador

A capacidade nominal de um carregador, em ampères, é

calculada, segundo a norma Nema, pela seguinte equação:

Em que:

IC = Capacidade do reticador

ICP= Corrente máxima de consumo permanente

IRB= Corrente de recarga máxima da bateria (0.25xC para chumbo-

ácido e 0.4xC para alcalinas).

Segundo a norma IEC, a capacidade nominal de um carregador

de bateria (reticador), em ampères, é calculada, pela equação:

Em que:

A = Corrente nominal de saída do reticador.

L = Consumo de carga permanentemente conectada aos terminais

da bateria.

T abela 2 – dimensionamenTo da capacidade da baTeria

1

05:00:0084.35.2

438.4

6

00:01:0087.90.5

18.8

4

04:59:2984.35.18-18.6

9

04:59:2984.35.18-18.6

2

04:59:4550.35.18

-176.1

7

00:00:5984.30.5

- 1.8

5

04:59:1450.35.18

-176.1

10

00:00:2884.30.46-1.7

11

00:00:1350.30.46-15.6

12

00:00:0187.90.4617.3

3

04:59:3087.95.18194.8

8

00:00:4450.30.5

-17.0

Trecho

Autonomia restanteCorrente (A)K da bateria

Capacidade por trechoCapacidade da bateria (AH)

Nota: O valor do K da bateria deve ser retirado da curva do fabricante.

281.0

Figura 3 – Característica de descarga da bateria de acumuladores.

Relés

Potência máxima de cada relé: 8 W

Quantidade de relés: 20

Determinação do consumo das cargas

- Disjuntores de MT

Quantidade de motores a serem ligados simultaneamente: 9Consumo dos motores:

Consumo das bobinas de abertura:

- Disjuntores de BT

Consumo dos motores:

Consumo das bobinas de abertura:

Carga de sinalização:

Iluminação de emergência:

Relés:

A curva de descarga adotada é a apresentada na Figura 3.

C TOTAL

= K 1 x I

1 + K

2 x (I

2 – I

1 ) + K

3 x (I

3 – I

2 ) + ...... + K

N x (I

N – I

N–1 )



43


A p o i o

Unidade de Diodo de Queda (UDQ)

Em sistemas em que os valores de tensão mínima não são

atingidos, normalmente é necessário acrescentar um ou mais

elementos. Nessa nova situação o(s) valor(es) de tensão(ões)

máxima permissível(eis) nos equipamentos pode ser ultrapassada.

Para contornar esta situação, é usual instalar unidades de diodo

de queda em série com o reticador, de forma que a tensão quedentro dos limites permissíveis pelo equipamento.

Vale a pena lembrar que os diodos tem baixa suportabilidade

térmica quanto ao curto-circuito e, dessa maneira, especial

atenção deve ser dada se a capacidade das baterias (ou dos

conjuntos de baterias, caso hajam reticadores em paralelo)

é elevada. Como estimativa de primeira aproximação para

ordem de grandeza da corrente de curto-circuito de um sistema

de baterias, o valor da corrente de curto-circuito é de 10 x C.

Assim, temos um conjunto de baterias de 2.000 Ah e a corrente

de curto-circuito da bateria será de 20.000 A. É preciso sempre

efetuar o cálculo correto da corrente de curto-circuito. O valor de queda de tensão em cada UDQ é de 0.8 V por

diodo. É importante lembrar também que, como o diodo de

queda não possui boa suportabilidade quanto ao

curto-circuito, deve sempre ter junto dele um fusível ultra-

rápido.

A Figura 5 mostra uma aplicação de um sistema de 24 Vcc

que utiliza UDQs.

C = Capacidade total da bateria em Ah (Ampères-hora).

H = Tempo para recarregar a bateria.

K = Constante que para baterias alcalinas vale 1.4 e para baterias

chumbo-ácidos vale 1.25.

As capacidades nominais padronizadas (correntes de saída

do reticador) normalmente encontradas para os carregadoressão: 5 A, 10 A, 15 A, 25 A, 35 A, 50 A, 75 A, 100 A, 150 A, 200 A,

400 A, 600 A, 800 A, 1000 A e 1200 A.

Ventilação da sala de baterias

Quando a bateria não é selada se faz necessária a exaustão da

sala de baterias, visto que há liberação de hidrogênio no processo

de eletrólise.

A vazão do sistema de exaustão é calculada como segue:

Em que:

Q = Vazão do sistema de exaustão (em litros / hora = l/h)

N = Número de elementos da bateria de acumuladores

I = Corrente de recarga da bateria (os valores normalmente

considerados são I = 0.4 x C – para baterias alcalinas e I = 0.25 x C

para baterias chumbo-ácido)



44


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade













A diferença, em relação ao carregador de bateria, é que a

saída é transformada em corrente alternada para ser utilizada pelos

equipamentos essenciais.

É apresentado nas Figuras 7, 8, 9 e 10 algumas congurações

dessas UPS (nobreaks AC).

Figura 7 – UPS singelo.

Figura 10 – UPS Paralelo Redundante.

Figura 8 – UPS singelo com dois reticadores.

Figura 9 – UPS Dual Redundante.

Conabilidade entre o nobreak DC e o nobreak AC

O nobreak AC, por ter o inversor de saída, apresenta por si

só um componente a mais em série, e mesmo que tivesse um

MTTF igual ao do reticador, apresentaria menor disponibilidade.

Entretanto, o MTTF do nobreak AC é muito menor que o MTTF do

nobreak DC (reticador) e, assim, a disponibilidade diminui ainda

mais. Consequentemente, a conabilidade do nobreak AC é menor,

vindo daí a preferência pelos especialistas de proteção a utilização

do nobreak DC ou carregador de bateria.

Figura 5 – Sistema de corrente contínua com aplicação de UDQ.

Figura 6 – Esquema unilar de um nobreak AC.

TENSAO DE ENTRADA

AC

TENSAO DE SADA

AC

RETIFICADOR

BATERIA DE ACUMULADORES

NO-BREAK AC - DIAGRAMA UNIFILAR

Nobreak AC

O nobreak AC é semelhante ao carregador da bateria, porém possui

mais um conjunto e, dessa forma, é possível dividi-lo em três módulos:

• Reticador;

• Bateria de acumuladores;• Inversor.

Veja o esquema unilar do nobreak AC na Figura 6.



30

O Setor Elétrico / Julho de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Para a proteção de falta à terra, normalmente, são

consideradas as seguintes normas:

- NEC® (National Electric Code - NFPA 70-1999 – Seção

230-95, alimentadores – Seção 215-10 e estruturas

remotas – Seção 240-13)

- NEMA PB 2.2.1999

Origem das faltas à terra As faltas à terra são originadas por:

(a) Redução da isolação devido a:

• Temperatura (mau contato, sobrecarga);

• Umidade;

• Contaminação (pó, sal, etc.);

• Animais;

• Objetos estranhos;

•Deterioração da isolação por idade ou ataque químico.

(b) Danos físicos à isolação (devido a esforços, falhas

mecânicas, perfurações da isolação)


Capítulo VII

Proteção de falta à terra

Figura 1 – Sistemas de terra denidos pelas conexões delta dos transformadores.

• Esforços decorrentes de sobretensões de regime ou

transitórias sobre a isolação;

• Erros humanos (durante manutenções, comissiona-

mentos ou instalações).

Características das faltas à terra As faltas à terra possuem determinadas características

que valem a pena ser ressaltadas e são apresentadas a

seguir:

• A maior parte das faltas envolve a terra;

• A corrente de ajuste da proteção de falta à terra é

relativamente independente da corrente normal de

carga e os valores dos ajustes da proteção de falta à terra

podem ser menores que os de fase;

• Devido ao fato de que as correntes de falta à terra não

podem ser transferidas por transformadores

delta-estrela ou delta-delta (ou seja, toda vez que houver

um delta no sistema), a proteção de falta à terra para

cada nível de tensão é independente da proteção em



31


A p o i o

Figura 2 – Proteção de falta à terra de baixa tensão conforme NEC

Seção 230-95.

outros níveis. Isso permite um ajuste de temporização pequeno e,

consequentemente, uma atuação mais rápida da proteção de falta

à terra. A Figura 1 ilustra esta particularidade, indicando cinco

diferentes sistemas de terra;

• Faltas por arco à terra, que não são prontamente detectadas e

eliminadas, podem ser extremamente destrutivas.

Valor das correntes à terra Conforme demonstrado no capítulo anterior, o valor da corrente

de falta à terra é calculado por:

Lembramos que as faltas por arco podem chegar a 20% do

valor da falta franca.

No capítulo que abordamos o curto-circuito, foi mostrado que,

em sistemas solidamente aterrados, as correntes de curto-circuitofase-terra são da mesma ordem de grandeza das correntes de curto-

circuito trifásico (principalmente no secundário do transformador).

Pode-se constituir um erro gravíssimo deixar a proteção de falta

à terra por conta da proteção de fase, tomando-se como base esta

consideração, visto que, na prática, a maior parte das faltas ocorre

por arco (e o valor da corrente de falta irá variar de 20% a 100% da

falta franca).

NEC – Seção 230-95

O NEC, em sua seção 230-95, prescreve que todo sistema

elétrico com mais de 150 V fase-terra e com correntes maiores que

1000 A deve possuir proteção especíca de terra.

Esta proteção deve ser ajustada de forma que o pickup não seja

superior a 1200 A e a temporização proteja o ponto 3000 A – 1 segundo.



32


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Comparação da energia (I 2t) dissipada durante uma

falta à terra para vários tipos de aterramento Neste tópico serão comparados três tipos de sistemas de

aterramento após a aplicação de uma falta à terra. Para tanto,

considere um sistema de 480 V, alimentado por um transformador

de 2000 kVA e Z% = 6.

(a) Sistema Solidamente Aterrado (SSA)

Como já demonstrado anteriormente, a ordem de grandeza da

corrente de curto-circuito fase-terra é da mesma ordem da trifásica.

ICC1φMÁX = 1/0.06 x Ins = 16.67 x 2405.6

ICC1φMÁX = 40093 A ~ 40000 A

Para t = 1 s, o valor do I2t será:

I2t = (40000)2 . 1 = 1 600 000 000 A2.s.

(b) Sistema aterrado por resistor de 400 A (RBV) (Aterramento por resistência de baixo valor)

Em um sistema aterrado por resistência de aterramento

limitando o valor da corrente a 400 A, teremos uma corrente de

falta à terra dada por:

ICC1φMÁX = 400 A


I2t = (400)2 . 1 = 160 000 A2.s.

(c) Sistema aterrado por resistor de 5 A (RAV) (Aterramento por resistência de alto valor)

Em um sistema aterrado por resistência de aterramento

limitando o valor da corrente a 5 A, terá uma corrente de falta à

terra dada por:

ICC1φMÁX = 5 A


I2t = (5)2 . 1 = 25 A2.s.

(d) Comparação entre os três sistemas

Comparando-se a energia dissipada na falta durante umsegundo nos três sistemas, tem-se:

• O sistema solidamente aterrado libera 10.000 vezes mais energia

que o sistema aterrado por resistência de baixo valor (400 A).

• O sistema solidamente aterrado libera 64.000.000 (64 milhões)

de vezes mais energia que um sistema aterrado por resistência de

baixo valor (5 A).

Proteções especícas para arco(a) Generalidades

Existem situações em que os dispositivos de sobrecorrente

convencionais não se constituem um meio eciente de proteção

contra arco, como:

• Centelhamento na mesma fase (muito comum em disjuntores/

contatores/gavetas extraíveis);

Locais em que a energia incidente, durante um arco, é elevada e

não se consegue uma proteção adequada às pessoas etc.

Para atender a estas situações, foi desenvolvido por alguns

fabricantes um relé fotossensível, ou seja, sensível à luz. Com esta

losoa, o relé passa a monitorar o primeiro efeito do arco, a luz.

Este conceito foi aperfeiçoado e pode-se atualmente integrar a

monitoração da luz e da sobrecorrente (simultaneamente ou não).

Assim, a utilização de relés de proteção de arco proporciona:

aumento na segurança das pessoas, na melhoria na proteção de

equipamentos, diminuição do tempo de interrupção da falta,

menor “stress” térmico e dinâmico devido às correntes de falta e

aumento da disponibilidade (menor MTTR).

(b) Medidas para minimizar os problemas e danos por

arcos

• Treinamento

Visto que a estatística mostra que 65% dos acidentes com

arco ocorrem durante as manutenções, as primeiras e as mais

importantes atitudes a serem tomadas são:

• Elaboração de APR para as atividades a serem desenvolvidas na

manutenção;

• Realização de DDS (Diálogo Diário de Segurança) focando ospontos de maior risco;

• Seguir os procedimentos de desenergização;

• Elaboração de procedimentos detalhados, passo a passo;

• Utilização de pessoal qualicado/habilitado para as atividades/

empresas especializadas;

• Acompanhamento dos serviços com técnico de segurança;

• Utilizar equipamentos de categoria/classe/isolação apropriadas;

• Executar todas as atividades com supervisão local.

• Operações remotas

Durante os comissionamentos, assim como em reenergizações,deve-se utilizar comando remoto, ou seja, a operação de ligar

deve car afastada, de forma a garantir a segurança do operador

(botoeira ou sistema supervisório/sala de controle).

• Intertravamentos

Para as instalações novas, durante as fases de projeto, devem-se

prever os intertravamentos necessários para garantir a segurança

dos operadores e apenas permitir a abertura de uma seccionadora

se, e somente se, o disjuntor estiver aberto.

Para instalações existentes, implementar intertravamentos. Veja

Figura 3.



34


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 3 – Intertravamentos.

Figura 4 – Painel à prova de arco interno.

• Painéis à prova de arco interno

É necessária a utilização de painéis à prova de arco interno,

pois em painéis convencionais, em caso de arco interno, uma

pessoa pode morrer mesmo estando a alguns metros de distância

do painel. Veja Figura 4.

• Proteção física das partes vivas

• Utilização de trincos/fechos que pessoas leigas não consigam

abrir;

• Utilizar chapas de policarbonato para a proteção de barramentos

de quadros;

• Utilizar barreiras;

• Encapsulamento de barramentos.

• Inspeções termográcas

As inspeções termográcas periódicas (bimensais, trimestrais,

quadrimestrais, semestrais ou anuais) identicam pontos de

aquecimento que podem culminar em arcos elétricos e, logo, é um

instrumento de manutenção preditiva. Veja Figuras 7 e 8.

• Controle de acesso

Criar uma forma de controle de acesso às subestações/salas

elétricas (chaves, cartões magnéticos, controle digital, etc.).

•Vestimentas “ame retardantes” e EPIs adequados

Utilizar Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) e

vestimentas adequadas, determinadas por um estudo minucioso

de “Arc ash evaluation”, constitui-se uma forma eciente e

Figura 6 – Camisa risco 2.

Figura 5 – Etiqueta gerada no estudo de “Arc ash evaluation”.

responsável de proteção, inclusive prescrita pela norma NR 10. A

Figura 5 ilustra uma etiqueta típica que um estudo de “Arc ash”

gera. A Figura 6 indica uma vestimenta típica, categoria 2.

Figura 7 – Imagem real e térmica (termograma) gerada durante uma

inspeção termográca.

Figura 8 – Câmera infra-red para inspeção termográca.



35


A p o i o

• Inspeções por ultrassom

O ultrassom pode e deve ser utilizado de forma a identicar

falhas (descargas parciais) ainda em sua fase embrionária, evitando,

assim, a formação futura de arcos. Veja Figura 9.

Figura 9 – Equipamento para inspeção termográca.

• Relés sensíveis à luz/Relés de proteção de arco

Conforme mostrado no capítulo anterior, as faltas por

arco geram elevadas temperaturas, as quais retiram material

das extremidades e os transforma em vapor metálico, que se

espalha no compartimento em que ocorre a falta e também

em outros, que, além de aumentar os danos, pode transformar

a falta por arco em faltas múltiplas (bifásica, trifásica, etc).

Por suas características, além do alto poder de destruição

dos equipamentos, as faltas são também extremamente danosas

às pessoas que se encontram em suas circunvizinhanças. O

risco de vida, muitas vezes, existe mesmo a vários metros do

ponto onde ocorreu o arco. Visando a reduzir tanto os danos aos equipamentos como

às pessoas, as pesquisas mostraram que a redução do tempo

de eliminação de falta é de vital importância. Foi então a

partir daí que surgiram os relés sensíveis à luz.

As principais característ icas dos relés de proteção de arco

são apresentadas a seguir:

• Podem utilizar fibras óticas sensíveis para a detecção de

luz;

• Podem utilizar sensores pontuais;

• O tempo de atuação do relé muito baixo (ordem de 2.5 mspara saída de estado sólido e 15 ms para saída a relé);

• O “trip” (desligamento) pode ser programado para atuar

somente por luz;

• O “trip” (desligamento) pode ser programado para atuar por

luz + sobrecorrente;

• Monitoramento do estado físico das fibras sensoras;

• Permitir seletividade lógica;



36


A p o i o

Prot

eção

e

seletividade

• Proteção de “break failure”;

• A extensão máxima da fibra sensora ( loop) é da ordem de

60 m;

• Monitoramento de falha interna do relé.

• Danos devido a faltas por arco

As faltas por arco geram elevadas temperaturas as quaisretiram material das extremidades e transforma-os em vapor

metálico, que se espalha no compartimento onde ocorre a

falta e também em outros, que além de aumentar os danos

pode transformar a falta por arco em faltas múltiplas (bifásica,

trifásica, etc.).

A importância do tempo na eliminação do arco

Um baixo tempo de eliminação do arco é um elemento

primordial na preservação de vidas e equipamentos/

sistemas elétricos e na recolocação do sistema em operação

rapidamente. Quando o arco é eliminado em até 35 ms, os danos às

pessoas/equipamentos são irrelevantes. Se a eliminação

ocorre em até 100 ms os danos às pessoas não são sérios

(no que tange à queimaduras) e ocorrem pequenos reparos

no sistema e equipamentos. Até 500 ms, os ferimentos às

pessoas quase sempre são sérios e os danos aos equipamentos

e sistema são graves, sendo o tempo de retomada/recolocação

em serviço e retomada de produção elevados.

Apresentam-se nas páginas seguintes fotos típicas de faltas

por arco reais ocorridas em uma planta industrial, em que

um curto-circuito ocorreu em uma gaveta de 480 V (Figura10). Houve a perda de toda a coluna (Figura 11) e também de

outras colunas (Figuras 12 e 13). Como passava um leito de

cabos (cabos de SDCD, cabos de instrumentação, cabos de

comando, cabos de sinais) sobre o painel, os cabos acabaram

também por queimar (Figura 14), paralisando a planta por

trinta dias e promovendo um prejuizo de mais de 50 milhões

de dólares.

Figura 10 – Curto à terra por arco em uma gaveta de 480 V.

Figura 11 – Queima de uma coluna devido a curto à terra por arco.

Figura 12 – Queima de várias colunas devido a falta à terra por arco.

Figura 13 – Queima de várias colunas devido a falta à terra por arco e

queima de cabos no leito sobre o painel.

Figura 14 – Situação dos cabos do leito sobre o painel que sofreu curto à

terra por arco.



38


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 15 – Como passar a blindagem dentro de TCs toroidais.

Figura 16 – Proteção de falta à terra pela utilização de relé de

sequência de fase.

• Casos de curto-circuito à terra mínimos em sistemas concessionários

É comum as concessionárias utilizarem uma impedância de ZG =

40 Ohms no neutro para simular um

curto-circuito mínimo à terra com o intuito de avaliar a eciência/

sensibilidade da proteção de falta à terra para estes baixos valores.

Lembramos que este valor deve ser multiplicado por três quando

inserido na equação apresentada no item “valor das correntes à terra”.

• Otimização de ajustes de unidades de sobrecorrente de falta à terra

em sistemas aterrados por resistência

Nesses sistemas é fundamental que a proteção seja realizada sempre

por TCs “Ground Sensors” ao invés de três TCs ligados na conexão

residual. A técnica consiste em se “tirar” o sinal de trip e diminuir o valor

do ajuste do relé de terra. Deixa-se este ajuste por certo tempo, durante

o qual se faz energizações de equipamentos (transformadores e partida

de motores) e se verica se a proteção não atua nestas condições. Caso

não atue, deve-se diminuir um pouco mais o ajuste do relé de terra e

continuar o processo.

Esta técnica para determinar o menor ajuste conável para os relés

de terra é bem eciente e prática na determinação do ajuste de terra. É

possível chegar a valores da ordem de 2.5 A, ou mesmo menores, o que

é um valor extremamente sensível.

Para que o sistema não que desprotegido (sem o sinal de trip),

recomenda-se a instalação de outro relé em série, com o relé de terra

com um ajuste mais elevado (ajuste imediatamente anterior, já testado)para garantir que, durante o processo de teste, caso ocorra uma falta

real, não coloque em risco o sistema elétrico.

• Faltas à terra de alta impedância em ramais/alimentadores de

distribuição

Quando ocorre uma falta à terra em um sistema de distribuição, seja

pelo rompimento do condutor, seja por falha de isolação, muitas vezes

estas faltas são difíceis de serem detectadas por relés de sobrecorrente

convencionais, principalmente devido à sazonalidade do valor da

impedância de falta. Este fato é extremamente grave, visto que, se a falta

não é eliminada, as pessoas estão expostas ao risco de choque elétrico

e queimaduras. Pode-se utilizar uma das técnicas ou todas, conforme ograu de proteção desejado.

A seguir, algumas técnicas possíveis:

a. Em sistemas solidamente aterrados;

b. Em sistemas aterrados por impedância por meio de relé de sobretensão

(função 59);

c. Em sistemas aterrados por impedância por meio de relé de sobretensão

de terra (função 59N).

a. Faltas à terra em linhas radiais com fonte apenas

de um lado em sistemas solidamente aterrados Existem situações em que a linha aérea atravessa trechos em

que pode haver a presença de pessoas que não conhecem os riscos

da eletricidade e, adicionalmente, essas linhas podem ter seus cabos

rompidos em locais de impedância muito elevada de forma que

a proteção de sobrecorrente terra dicilmente detecte esta falta. É

apresentada na Figura 16 uma forma de se obter a proteção de falta à

terra independentemente do valor da impedância no ponto de falta que

consiste em se instalar um relé de sequência de fase na barra da carga.

Esta técnica também pode ser utilizada em sistemas aterrados

por impedância.

b. Em sistemas aterrados por impedância via relé de

sobretensão (59)

Esta técnica consiste em utilizar um relé de sobretensão no

Alguns casos práticosProcurou-se colocar, neste item, alguns casos da não atuação

da proteção de falta à terra.

• Arcos na mesma fase

Arco nas garras (tulipa) de uma mesma fase de disjuntores

extraíveis constituem-se casos em que já ocorreram em sistemaselétricos. Neste tipo de ocorrência, os relés de sobrecorrente

normais não os identicam como falta. Assim, a forma mais eciente

de se obter proteção consiste na utilização de relés protetores de

arco e também atuar preditivamente com termovisão e ultrassom.

Quando os relés de sobrecorrente identicam a falta, os danos

quase sempre já são sérios e os tempos para recolocação do painel

em serviço são elevados.

• Fechamento errado da malha das blindagens de cabos de

média tensão com a utilização de TCs “Ground Sensors”

Quando se tem TCs toroidais aplicados em cabos com

blindagem, após o fechamento das blindagens das três fases,deve-se voltar com a blindagem por dentro do toroide. A Figura 15

ilustra as ligações corretas e incorretas. Deve-se observar a posição

da fonte (source) em relação à carga (load).

O fechamento errado das malhas de aterramento pode fazer o relé de

terra não operar. Veja as formas errada e correta de se fazer o fechamento.



39


A p o i o





montagem, manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresaEngePower® Engenharia e Comércio Ltda, especializada em engenharia elétrica,







Figura 17 – Proteção de falta à terra por meio da utilização de relé de

sequência de sobretensão.

Figura 18 – Proteção de falta à terra por meio da utilização de relé de

sequência de sobretensão de sequência zero.

Nota: O objetivo de temporizar esta função é o de coordenar com os

relés de sobrecorrente de falta à terra.

c. Sistemas aterrados por impedância usando relé de

sobretensão de terra (59N)

Esta técnica consiste em empregar um relé de sobretensão no

secundário de 3 TPs (de grupo de ligação 3) conectados em estrela

aterrada no primário e no secundário, podendo-se utilizar a função

59N calculada pelo relé ou o secundário ligado em delta aberto

utilizando a função 59N pela entrada física no relé. Sem falta à terra,

a somatória das tensões de fase no delta aberto é zero. Quando uma

fase vai à terra, a tensão nos terminais aumenta normalmente entre

duas a três vezes a tensão do secundário do TP. Deve-se calcular

o valor desta sobretensão para ajustar o relé. Temporiza-se esta

unidade para coordenar com os relés de sobrecorrente de falta à

terra. A Figura 18 ilustra o exposto.

secundário de 3 TPs (de grupo de ligação 3) conectados em estrela

aterrada no primário e no secundário. Quando uma fase vai à terra,

a tensão nas outras duas sobe, o relé de sobretensão identica e

envia o sinal de trip via bra, como indicado na Figura 17. Deve-se

calcular o valor desta sobretensão para ajustar o relé.



28

O Setor Elétrico / Agosto de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Na elaboração deste capítulo sobre proteção dosmotores, foram consultadas as seguintes normas/guias:

• ANSI C37.96-2000

• NEMA MG-1

• NFPA 20 – Standard for the Installation of Centrifugal

Fire Pumps

• NEC

Proteções utilizadas Os estudos do Institute of Electrical and

Electronic Engineers (IEEE) e Electric PowerResearch Institute (EPRI) indicam que, em média,

33% das falhas em motores são elétricas, 31%

são mecânicas e 35% são devidas ao ambiente,

manutenção e outras razões. Assim, a adequada

seleção e ajuste do motor são fundamentais para a

boa perfomance do sistema.

Apresenta-se na Figura 1 as proteções mais

comumente utilizadas para a proteção de motores

de média tensão.

Em que:

49 – Sobrecarga

48 – Sequência incompleta

46 – Desequilíbrio de corrente

37 – Marcha a vazio

50 – Unidade instantânea

51LR – Rotor bloqueado após a partida

66 – Número de partidas por hora

50 GS – Unidade instantânea “Ground Sensor”

51 GS – Unidade temporizada “Ground Sensor”

87 – Diferencial38 – RTD (Proteção de Mancal)

49S – Sobrecarga térmica do estator

Pontos a serem observados(a) Corrente (IP) e tempo (TP) de partida

É necessário conhecer a corrente e o tempo

de partida do motor. O ideal é ter a oscilograa,

principalmente dos motores de média tensão.

Duração

Depende da máquina acionada.

Quando não se dispõe de dados típicos para o

tempo de partida, o ideal é fazer a simulação do

tempo de partida. Se não se dispuser de um software

para a realização da simulação dinâmica da partida

do motor, os seguintes valores podem ser utilizados

como referência:

• Bomba: 5 s

• Compressor: 10 s

• Ventilador: não dá para estimar


Capítulo VIII

Proteção de motores

Figura 1 – Proteções típicas para motores de média tensão.



29


A p o i o

29


A p o i o

(d) Comportamento do motor de indução

Na partida

Na partida, o motor de indução pode ser representado

como carga de impedância constante. Isso significa:

(Z= k = CTE) P = V2 / Z = k V2 (Parábola)

Figura 2 – Curva tempo versus corrente típica para proteção de motores

de média tensão.

• Moinhos: não dá para estimar

O valor da corrente de partida pode ser obtida do data sheet

do motor. Algumas vezes é encontrado na placa. Quando não se

dispõe, pode-se adotar o seguinte:

• Motor de média tensão: 6xIn• Motor de baixa tensão: 8xIn

(b) Ponto do tempo de rotor bloqueado (TRB)

Este dado deve ser obtido com o fabricante, visto ser um dado

de projeto do motor. Não consta na placa e deve ser solicitado ao

fabricante o TRB a frio (motor parado = em equilíbrio térmico com

o ambiente) e o TRB a quente (motor operando e na temperatura

ambiente de projeto).

Duração

Depende do projeto da máquina. Os valores normalmente podemvariar de 5 s a 25 s, sendo mais comum da ordem de 15 s a 17 s.

(c) Curva típica de proteção

Apresenta-se na Figura 2 a curva tempo versus corrente típica

para a proteção de motores de média tensão.

Como pode ser observado na Figura 2, a curva do dispositivo

de proteção passa abaixo do ponto de rotor bloqueado (a quente).

Porém, na prática, para garantir a proteção do motor, deve-se

passar abaixo de toda curva de capacidade térmica do motor,

protegendo-a integralmente em toda a sua extensão. A curva

do relé deve passar aproximadamente 10% abaixo da curva de

capacidade térmica nominal para a proteção do motor.



30


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 3 – Curva característica P x V (Potência versus Tensão) para

motor de indução na partida.

Figura 4 – Curva característica P x V (Potência versus Tensão) para o

motor de indução:

(a) Comportamento da potência ativa e (b) Comportamento da potênciareativa.

A Figura 3 mostra a característica P x V (Potência versus Tensão).

Quando a tensão cai, a potência e a corrente também caem.

Em regime

Em regime, o motor de indução pode ser representado como

carga de potência constante (potência ativa). A potência reativa

pode ser representada como carga de corrente constante. A Figura

4 mostra as respectivas características.

Pela Figura 4(a) percebe-se que, se a tensão decresce para

manter a potência (ativa = potência no eixo) constante, a corrente

tem de aumentar (P = V x I). Já na Figura 4(b) nota-se que se a tensão

cai, a potência reativa também cai.

Ainda analisando-se a Figura 4(a), pode-se entender a razão

pela qual é prática comum utilizar-se de relés de subtensão

(função 27) em CCM’s. Quando a tensão cai, a corrente aumentae assim o relé 27 trabalha como backup para sobrecarga nos

motores de indução.

Motores de média tensão Antigamente eram necessários vários relés para desempenhar as

funções recomendadas para a proteção de um motor. Atualmente,

os relés já possuem incorporadas as funções: desequilíbrio de

corrente, sequência incompleta, marcha a vazio, etc.

As funções mais usuais são: 49, 50, 46, 48, 51 LR, 50 GS, 66 e 38.

49 – Função sobrecarga térmica50 – Função de sobrecorrente instantânea

46 – Função desequilíbrio de corrente

48 – Função sequência incompleta (proteção de rotor bloqueado

na partida)

51LR – Função rotor bloqueado (após o motor partir)

50GS – Função de sobrecorrente instantânea “ground sensor”

66 – Função do número de partidas

38 – Função de temperatura dos enrolamentos (RTD – Resistance

Temperature Detectors)

A função de proteção de rotor bloqueado é muitas vezesdesignada como mechnical jam.

Apresentam-se a seguir os ajustes típicos normalmente praticados.

Função 49

Para se proteger adequadamente um motor termicamente

deve-se ajustar a proteção de forma que a curva característica t x I

do relé passe abaixo da curva térmica de dano completa do motor,

a qual traduz a suportabilidade térmica do motor na condição de

regime, partida ou aceleração e rotor bloqueado.

O IEEE Std 620 padroniza a forma de apresentação da curva

de dano (limite térmico) dos motores para três condições: (a) rotorbloqueado, (b) partida e (c) em regime. Essas curvas devem ser

solicitadas ao fabricante.

A maior parte dos relés digitais atuais possui um algoritmo

interno que simula o limite térmico do estator, o qual é representado

pela equação:



32


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Em que:

T = Tempo de operação do relé [s]

T = Constante de tempo de aquecimento do motor [s]

IP = Corrente antes do pick up (previous load) [pu]

K = Constante

IB = Corrente base de referência [pu]I = Corrente no relé em múltiplos da corrente de ajuste

A função 49 deve ser ajustada em:

I49 = 1 a 1,05 x IN-MOTOR.

Curva térmica: Deve permitir o motor partir (> TP) e ficar

abaixo da curva I2t de rotor bloqueado (definida pelo ponto IRB

e tRB

). Algumas vezes pode-se utilizar toda capacidade térmica

da máquina aplicando-se os fatores correspondentes devidos

ao fator de serviço.

Particularidade – Capacitor chaveado com o motor

Quando capacitores são chaveados com motores, ou seja,

os capacitores estão conectados entre o motor e o dispositivo

de manobra (contator ou disjuntor) e a proteção está à

montante do ponto de conexão do capacitor, parte do reativo

do que vinha da rede (sistema) para suprir a corrente nominal

(In) passa a ser entregue agora pelo capacitor (Ic) e o relé

Figura 5 – Esquema unilar de capacitores chaveados com o motor.

Figura 6 – Diagrama fasorial para o esquema unilar apresentado na

Figura 5.

“enxerga”, em condições de regime, uma corrente menor que

a nominal (Is). Dessa maneira, caso não se corrija a corrente

que o relé enxerga, na ocorrência de uma sobrecarga, o motor

não estará adequadamente protegido.

A Figura 5 apresenta o esquema unifilar mostrando a

situação sem e com o banco de capacitores e a Figura 6 mostra

o respectivo diagrama fasorial.

Fenômeno quando capacitor é chaveado com o motor

Em regime, quando o capacitor é chaveado com o

motor, o capacitor se carrega, e a força contra-eletromotriz

(f.c.e.m.) do motor é suprida pelo sistema. Nestas condições,

este fasor (f.c.e.m) gira sincronizadamente com o fasor de

tensão da rede. Quando o motor é desligado, o fasor da força

contra-eletromotriz do motor passa a se r suprido pela tensão

do capacitor (que se encontrava carregado), mantendo o

magnetismo remanente no ferro do motor. Porém, o fasor

começa a abrir o seu ângulo de fase em relação à tensão darede. Se o contator for fechado em uma s ituação tal que este

fasor esteja em “contra-fase”, a tensão no motor pode chegar

a duas vezes a tensão nominal do motor, o que implica

um torque de partida de quatro vezes o torque de partida

nominal.

Para que isso não ocorra, o tamanho do capacitor (kVAr

total do banco) a ser chaveado com o motor não deve ser maior

que o capacitor máximo admissível que consta no “data sheet”

do motor, que é fornecido pelo fabricante.

Quando não se dispõe deste valor, deve-se dimensionar os

kVAr totais do banco de capacitores de tal forma que o valorselecionado seja no máximo igual ao dado na equação a seguir.

kVAr = 0.9 x x kVN-MOTOR x Io

Io = Corrente à vazio nominal do motor [A]

Nota: A corrente a vazio do motor pode ser medida com o

motor sem carga.

Função 50 (unidade instantânea)

Se o dispositivo de manobra do motor é disjuntor, deve ser

ajustada em um valor tal que permita o motor partir.

I50 = 1.1 x 1.6 x IP-SIMÉTRICA = 1.76 x IP-SIMÉTRICA.

Se o dispositivo de manobra do motor é contator, deve-se

preferencialmente bloquear esta função, deixando-a a cargo

dos fusíveis, pois se ocorrer um curto-circuito de elevada

magnitude os contatores não terão capacidade para interromper

a corrente de curto-circuito, podendo até mesmo explodir.

Quando se utiliza fusíveis, o calibre máximo a ser utilizado

deve ser de 300% de In.

√ 3



33


A p o i o

Figura 7 – Máxima corrente de sequência negativa no motor: perda de

fase.

Função 46 (Desequilíbrio de corrente).

I46 < 0.15 x IN-MOTOR (ou 25% de desequilíbrio)

t46 = 3.5 s

O valor máximo permitido para o ajuste da proteção de

sequência negativa deve ser de 15%.

O desequilíbrio máximo ocorre quando o motor perdeuma fase, conforme mostrado na Figura 7. Nessas condições, a

corrente de sequência negativa é dada por:

Função 48 (sequência incompleta/

rotor bloqueado na partida)

Esta função deve atuar se o motor não conseguir completar a

sequência de partida e, assim, deve ser ajustada de modo a permitir

o motor partir, porém, o ajuste de temporização deve car abaixo

do tempo de rotor bloqueado.

I48 = (1.5 a 2) . In

1.1 x TP < t48 < TRB

Função 51LR (rotor bloqueado após a partida ou

mechanical jam)

I51LR = (1.5 a 2) . In

t51LR = 2 s

Função 50GS (proteção ground sensor do motor)

I50GS = 15 a 20 A – (ou 0.2 x IN-MOTOR)

t50GS = 0 (se o dispositivo de manobra é disjuntor)

t50GS = 400 ms (se o dispositivo de manobra é contator e o neutro do

transformador de força é aterrado por resistor)

Notas:

1 - Observar que podem ocorrer desligamentos devido à má



34


A p o i o

Figura 8 – Limites de temperaturas para as classes de isolamento.

Proteção

e

selet

ividade distribuição dos cabos de média tensão dentro da janela do TC

toroidal, principalmente para motores de grande porte.

2 - Quando o dispositivo de manobra do motor é contator deve-se

preferencialmente bloquear esta função, se o sistema é solidamente

aterrado, deixando-a a cargo dos fusíveis, pois se ocorrer um curto-

circuito de elevada magnitude os contatores não terão capacidade

de interrupção, podendo até mesmo explodir. Outra forma é ajustaruma temporização intencional para a função 50GS de maneira a

garantir que os fusíveis operem primeiro quando a corrente de falta

for superior à capacidade de interrupção do contator (sem fusíveis).

3 – Quando o sistema é aterrado por resistência, o valor deste ajuste

normalmente não deve ultrapassar a 10% do valor da corrente do

resistor de aterramento.

Função 49S (RTD´s)

A classe de isolamento dos motores é apresentada na Figura 8.

Nesta gura, mostra-se o valor da temperatura ambiente (adotado

como sendo 40 ºC) e, em função da classe de temperatura,apresenta-se um limite de aumento de temperatura. Para cada classe

é também mostrado o limite máximo permitido de temperatura.

Como exemplo, a classe de isolamento F possui um limite de

aumento de temperatura de 100 ºC e a temperatura máxima

permissível para esta classe é de 155 ºC.

Na Tabela 1, apresentam-se valores sugeridos para alarme e trip

em função do tamanho do motor, tensão e classe de isolamento.

T ABELA 1 – V ALORES SUGERIDOS DE ALARME E TRIP PARA AJUSTE DE RTD’ S

Função 66 (partidas por hora)

Para o correto ajuste desta proteção deve-se verificar o

“data sheet” do motor, o qual apresenta o número de partidas

permitido por hora, em função do regime de funcionamento

para o qual o motor foi projetado.

Função 27 (subtensão)

É antes uma proteção coletiva de motores e nãoindividual, pois é instalada na entrada de um CCM. Assim,

em instalações em que se tem motores de indução deve-se

prover um relé de subtensão, pois, conforme explicado

anteriormente, se a tensão cai, a corrente de reg ime do motor

aumenta (carga de potência constante), podendo danificar

os motores.

Assim, utiliza-se um relé 27 ajustado, conforme segue:

• Pick up: 80% Vn

• Temporização: 2 s

O número 80% na grande maioria das vezes atende

devido ao fato de que as quedas de tensão na partida

normalmente não excedem 12%. Como as concessionárias

podem ter até 7% de queda (Aneel: +5% e -7%), chega-se a

19%.

Motores de baixa tensão Normalmente são protegidos por relé térmico e fusível

retardado.

A função 49 tem o ajuste do relé térmico normalmente

feito na corrente nominal (In) do motor (ou 1,05 x In), umavez que os relés térmicos já apresentam um valor de partida

superior à corrente ajustada. Caso o motor possua um fator

de serviço (FS) superior a 1, pode-se ajustar a unidade

térmica com o valor de In x FS.

Os fusíveis são escolhidos de modo que seja permitida a

partida do motor, mas não devem ser maiores a 300% de In.

É importante observar que atualmente os relés digitais

aplicados a motores de baixa tensão já vem com praticamente

quase todas as funções de proteção dos motores de média

tensão e, assim, devem seguir as mesmas recomendações

descritas no item anterior.

Observações:

• Os dispositivos de proteção devem proteger a curva

térmica do motor (Tempo de rotor bloqueado – TRB).

• Os dispositivos de proteção devem ser ajustados de modo

a permitir circular a corrente de partida [Curva da corrente

de partida ou no mínimo checar o ponto (IP;TP)].

• Os dispositivos de proteção instantâneos não devem atuar

para as correntes assimétricas de partida.



36


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Resumo dos ajustes típicos:

( B ) MOTOR DE MÉDIA TENSÃO COM DISJUNTOR – AJUSTE DE FASE

( C ) MOTOR DE MÉDIA TENSÃO COM CONTATOR – AJUSTE DE TERRA

Função 49

I49

= 1 a 1,05 x IN-MOTOR

Curva térmica: Acima de T P (> T

P ) e abaixo de T

RB.

Função 46 I

46 � 0.15 x I

N-MOTOR (ou 25% de desequilíbrio)

t46

= 3.5 sFunção 48

I48 = (1.5 a 2) x IN-MOTOR1.1 x T P < t

48 < T

RB

Função 51LR

I51LR

= (1.5 a 2) x IN-MOTOR

t51LR

= 2 sFunção 50

I50

= ∞ (Bloqueado = Contator)

t50

= MáximoFunção 38

θ ALARME

= θCL.ISOL-10 oC θ

TRIP= θ

CL.ISOL (kVN_MOTOR � 7)

θTRIP

= θCL.ISOL

-5 oC (kVN_MOTOR > 7)Função 37 (Só p/ Bomba Centrifuga)

I37

= 0.1 x IN-MOTOR

t37

= 3.5 sFunção 66

Ajuste = 2 partidas/hora

Função 49 I

49 = 1 a 1,05 x I

N-MOTOR


P ) e abaixo de T

RB.

Função 46

I46

� 0.15 x IN-MOTOR

(ou 25% de desequilíbrio)

t46

= 3.5 sFunção 48

I48


1.1 x T P < t

48 < T

RB

Função 51LR

I51LR


t51LR

= 2 sFunção 50

I50

= 1.76 x IP-SIMÉTRICA

t50 = Mínimo Ajuste Relé (< 50 ms)Função 38

θ ALARME

= θCL.ISOL

-10 oC θ

TRIP= θ

CL.ISOL (kVN_MOTOR � 7)

θTRIP

= θCL.ISOL

-5 oC (kVN_MOTOR > 7)Função 37 (Só p/ Bomba Centrifuga)

I37

= 0.1 x IN-MOTOR

t37

= 3.5 sFunção 66

Ajuste = 2 partidas/hora

Função 51GS

I51GS

= 15 a 20 A (0.2 x IN-MOTOR

)t

51GS = 400 ms (se for aterrado por resistência)

(coordenar c/ fusível + contator se solidamenteaterrado)

Função 50GS

I50

= ∞ (Bloqueado)

t50

= Máximo

Figura 9 – Ajustes típicos de fase para motores de média tensão com contator e fusíveis.

Figura 10 – Ajustes típicos de fase para motores de média tensão com disjuntor.

Figura 11 – Ajustes típicos de terra para motores de média tensão com contator e fusíveis.

( A ) MOTOR DE MÉDIA TENSÃO COM CONTATOR – AJUSTE DE FASE



37


A p o i o

( D ) MOTOR DE MÉDIA TENSÃO COM DISJUNTOR – AJUSTE DE TERRA

( E ) MOTOR DE BAIXA TENSÃO COM CONTATOR – AJUSTE DE FASE

( F ) MOTOR DE BAIXA TENSÃO COM CONTATOR – AJUSTE DE TERRA

Função 49

I49

= 1 a 1,05 x IN-MOTOR


P ) e abaixo de T

RB.

Função 46

I46

< 0.15 x IN-MOTOR

(ou 25% de desequilíbrio)

t46 = 3.5 sFunção 48

I48

= (1.5 a 2) x IN-MOTOR1.1 x T

P < t

48 < T

RB

Função 50

I50

= ∞ (Bloqueado = Contator)

t50

= Máximo

Função 51GS

I51GS

= 15 a 20 A (0.2 x IN-MOTOR

)t

51GS= 400 ms se aterrado por resistência.

(Coordenar com Fusível + Contator se solidamente aterrado)

Função 50GSI50

= ∞ (Bloqueado)

t50

= Máximo

Figura 12 – Ajustes típicos de terra para motores de média tensão com

disjuntor.

Figura 13 – Ajustes típicos de fase para motores de baixa tensão com

contator e fusíveis.

Figura 14 – Ajustes típicos de terra para motores de baixa tensão com

contator e fusíveis.

• aquecimento = 30 a 120 minutos (1.800 a 7.200 segundos)

Para o motor resfriar, na falta das informações do fabricante, a

seguinte faixa pode ser utilizada:

• Resfriamento = 3 a 5 vezes τAquecimento (3.600 a 7.500 segundos)

Bomba de incêndio com acionamento elétrico

A norma NFPA 20 “Standard for the Installation of CentrifugalFire Pumps”, no item 7-4.3.3, subitem 2, prescreve que as bombas

de incêndio elétricas devem possuir elementos de proteção de

sobrecorrente sensíveis do tipo “Não Térmico”. Na seção 7-4.4, subitem

1, para um motor do tipo gaiola, o dispositivo de proteção deve:

(a) Proteger o motor contra travamento do rotor;

(b) Ser calibrado para ter um pick up de 300% da corrente nominal do

motor.

A norma americana NEC (NFPA 70), na Seção 695.6, subitem

D, prescreve que o circuito do motor não deverá ter proteção contra

sobrecargas. Deverá ter apenas proteção contra curto-circuito.

CONTINUA NA PRÓXIMA EDIÇÃOConfira todos os artigos deste fascículo em www.osetoreletrico.com.br

Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o e-mail

[email protected]










Constantes de tempo de aquecimento e resfriamento

Sempre se deve consultar o fabricante do motor. Porém, nem sempre se

tem as constantes de tempo de aquecimento e resfriamento de um motor.

Na falta dessas informações, há a indicação de uma faixa típica,

apresentada a seguir:

Função 51GS

I51GS

= ∞ (Bloqueado)

t51GS

= Máximo

Função 50GSI50

= 15 a 20 A (0.2 x IN-MOTOR

)t

50 = Mínimo (� 50 ms)

Nota: Fusível máximo admissível 300% x IN-MOTOR.



26

O Setor Elétrico / Setembro de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Normas e guias Para o desenvolvimento deste capítulo, proteção

dos transformadores, as seguintes normas/guias foram

consideradas:

- ANSI C37.91-2000

- IEEE Std C57.109-1993

- ANSI C57.12.00-2000

- NEC 2005

- NBR-5356-1993

- NBR 10295-1988

Pontos a serem observadosa) Ponto Inrush (CET)

É a corrente de energização do transformador. A

corrente de magnetização de um transformador ocorre,

entre outras, nas seguintes situações:

• Energização do transformador;

• Ocorrência de falta externa;

• Tensão de restabelecimento após a eliminação de

uma falta externa;• Mudança no tipo de falta durante uma contingência,

como de falta fase-terra, para falta

fase-fase-terra;

• Ao paralelar um transformador já energizado

com outro.

A corrente de magnetização circula apenas no

enrolamento primário. Assim, deve-se tomar certas

precauções com as proteções diferenciais e proteção

de terra do primário, pois poderá haver desligamento

indevido na energização.


Capítulo IX

Proteção dos transformadores –Parte I

A forma de onda, a duração e o valor da corrente

inrush dependem de vários fatores:

• Tamanho do transformador: quanto menor o

transformador, maior a corrente inrush em múltiplos

da corrente nominal. Quanto à duração, quanto

maior o transformador, mais tempo irá durar a

corrente inrush.

• Impedância do sistema atrás do transformador:

quanto maior a potência de curto-circuito do sistema

que ca atrás do transformador maior poderá ser a

corrente inrush. A duração poderá aumentar se a

potência de curto-circuito for baixa.

• Das propriedades magnéticas do material do núcleo:

quanto pior a qualidade da chapa utilizada para a

confecção do núcleo, mais severa será a corrente de

magnetização do transformador. Os transformadores

atuais são projetados com chapas de aço silício

laminado com grão orientado cujas densidades

de uxo variam entre 1.5 a 1.75 Tesla. Quando os

transformadores são projetados com estas densidades

de uxo a corrente inrush é menor.

• Do uxo remanescente no núcleo: ao desenergizar

o transformador, um uxo remanescente permanece

no núcleo. Ao reenergizar o transformador, se houver a

combinação mais desfavorável da fase da tensão com

o uxo remanescente, as densidades de uxo podem

atingir valores de 2xBMáx+Br, em que BMáx é a densidade

de uxo máxima e Br é a densidade de uxo residual.

As densidades de uxo residuais podem ser da ordem

de 1.3 a 1.7 Tesla. Como referência, a densidade

de uxo (B) remanescente no núcleo apresenta os

seguintes valores típicos:



27


A p o i o

Chapa de grão orientado BRemanescente = 0.9 BMáx

Chapa de grão não orientado BRemanescente = 0.7 BMáx

• Valor instantâneo da tensão quando o transformador é energizado:

na energização, o transformador é quase que “puramente indutivo”.

Num circuito “puramente” indutivo, a corrente está atrasada de

90º da tensão. Isso signica que, quando a tensão está passando

por zero, a corrente está no seu valor máximo. Assim, chavear otransformador com a tensão passando por zero é a condição mais

adversa em termos de valor da corrente inrush.

• Forma como o transformador é energizado: o valor da corrente

“inrush” depende da área de seção entre o núcleo e o enrolamento

que está sendo energizado, de forma que valores maiores são

obtidos quando o enrolamento interno (de menor diâmetro) é

energizado primeiro. Por questões de isolação, os enrolamentos

de menor tensão são normalmente projetados para serem internos

e os de maior tensão para serem externos. Com esta losoa, se

os transformadores são abaixadores, a ordem de grandeza das

correntes de magnetização é entre cinco a dez vezes a correntenominal. Se os transformadores são elevadores, a ordem de

grandeza das correntes de magnetização varia entre dez a 25 vezes

a corrente nominal.

Outras literaturas apontam para o indicado na tabela seguinte:

Cálculo da corrente inrush sem levar em conta a

resistência do enrolamento

Quando se fala em transformador, deve-se considerar que ele

é composto de material ferromagnético e, consequentemente, é

saturável e sujeito à curva de histerese B x H, ou φ x i ou v x i, como

apresentado na Figura 1.

T ABELA 1 – V ALORES DE INRUSH DE PICO NO INSTANTE T = 0

Tipo do Transformador

Abaixador

Corrente Inrush de Pico

(no instante t= 0 s)% Múltiplos

Primário conectado em Y aterrada

Primário conectado em Y aterrada

Primário conectado em Delta

Primário conectado em Delta

Elevador

100

140

19-25 x In

30-35 x In

170

250

30-45 x In

50-60 x In

Figura 1 – Curva de histerese



28


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade Do eletromagnetismo, sabe-se que:

(Equação 1) (Equação 2)

(Equação 3)

(Equação 4)

(Equação 6)

(Equação 5)

(Equação 7)

(Equação 8)

(Equação 9)

Isolando se dφ

Como a tensão é senoidal:

Levando-se a equação 3 em 2 e integrando-se obtém-se:

Toda vez que integramos, aparece uma parcela constante, que

representa a condição inicial, que no caso do transformador é o fluxo

remanescente. Sabe-se também que a integral de Sen(ωt) é –Cos(ωt) /

ω. Assim, resolvendo-se a equação 4, chega-se a nas equações 5 e 6:

Imaginando-se que é a primeira vez que o transformador é

energizado e que a chapa ainda não possui magnetismo remanescente

ou residual, ou seja, ΦR ~ 0.

Assim, quando se aplica a tensão v(t) tem-se um fluxo (t), 90°

atrasado, como indicado na Figura 2.

A partir da figura anterior, pode-se montar um ciclo dehisterese, imaginando-se que se energiza o transformador em 90°,

ou seja, em to. Os demais pontos são como mostrados na curva

da Figura 3.

Como pode ser observado na Figura 6, a corrente não tem forma

de onda senoidal e sim, pulsante, sendo que o semiciclo negativo é

ceifado. Dependendo do valor do fluxo remanescente e do instante

Levando-se em conta este novo fluxo na curva de histerese,

obtém-se a curva da Figura 6.

Nesta condição já existe um fluxo remanescente Φ = ΦR. O valor

máximo do fluxo no próximo ½ ciclo (de t3 = 360° até t5 = 540°) será:

ComoΦMáx = VRMS / (4.44 x n x f ), t3 = Φt1 = 360°, t5 = ωt2 = 540°.

Para chapas de grão orientado ΦR = 0.9 ΦMáx

Nesta condição, o fluxo irá modular sobre o valor de ΦR e não

mais no eixo Φv = 0, como indicado na Figura 5.

Imaginando-se agora que se desenergiza o transformador

em t1, ou seja, quando o fluxo é máximo (ângulo de 180°). Na

desenergização, a corrente cai para zero e, assim, H = N. i c ai

para zero e o fluxo que existi rá é o fluxo remanescente ΦR.

Ao se reenergizar o transformador, estaria se ligando um

circuito como mostrado na figura seguinte:

Figura 2 – Tensão e uxo.

Figura 3 – Curva de histerese relativa aos pontos to a t5 da curva da

Figura 2.

Figura 5 – Fluxo remanescente após a desenergização e energização.

Figura 6 – Relação entre uxo, curva de histerese e corrente inrush.

Figura 4 – Circuito relativo à energização de um transformador em

circuito puramente indutivo.



30


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade em que o transformador é energizado, esta onda pode estar do lado

positivo ou negativo. Esta forma de onda é típica de corrente inrush e

é devido a esta forma de onda que o teor de 2ª harmônico é elevado.

Durante a energização de transformadores, a corrente de

magnetização não apresenta forma senoidal.

A decomposição de meia onda senoidal ideal é dada por:

i(t)=√2 . (IRMS / p) {1–(p /2). Sen (ωt) – (2/3) Cos (2ωt) – (2/15) Cos

(4ωt) – (2/35) Cos (6ωt) - ....}

Isso demonstra um teor de 2ª harmônica de 2/3, ou seja, de 66%.

Este fato é de suma importância para o ajuste das restrições

harmônicas dos relés diferenciais. A Tabela 2 apresenta o teor

harmônico típico. Como pode ser observado, o conteúdo de 2ª

e 3ª harmônicas são preponderantes. Deve-se tomar cuidado

com as harmônicas de 3ª ordem, pois, como já demonstrado

anteriormente, estas apresentam características de sequência zero epodem causar a atuação indevida de relés de sobrecorrente de terra

(direcionais ou não).

T ABELA 2 – T EOR HARMÔNICO DA C ORRENTE INRUSH

Harmônicos em Transformadores de Força

Ordem

2o

3o

4o

5o

6o

7o

%

63,0

26,8

5,1

4,1

3,72,4

Cálculo da corrente Inrush levando em conta a resistência

O chaveamento de um transformador que possui resistência de

enrolamento pode ser representado pelo circuito da Figura 7.

As Figuras 9a, 9b, 9c e 9d representam a Figura 9 com “zoom”.

A forma de onda para este caso continua pulsante, entretanto, vai

amortecendo ao longo do tempo.

Figura 8 – Corrente inrush de um transformador real.

Figura 9 – Corrente inrush típica de um transformador. O valor das

correntes Ia (início) = 470 A e Ia (m) = 210 A; Ib (início) = 980 A e Ib

(m) = 260 A; Ic (início) = 650 A e Ic (m) = 77 A.

Figura 9a – Inrush da Figura 9 com zoom.

Figura 9b – Inrush da Figura 9 com zoom+.

Figura 9c – Inrush da Figura 9 com zoom++.

Figura 7 – Circuito relativo à energização de um transformador real.



32


A p o i o

Prot

eção

e

seletividade

Figura 9d – Inrush da Figura 9 com zoom++.

Figura 10 – Esquema unilar do exemplo dado.

Como pode ser observado, a corrente inrush decresce com

o tempo e, assim, os valores a seguir podem ser utilizados

como referência, para fins de proteção de sobrecorrente.

Duração

tinrush = 100 ms = 0.1 s (Equação 10)

Valor da corrente para transformadores abaixadores

(Delta no primário)

Os valores a seguir têm sido utilizados nos estudos de

seletividade:

Transformadores a óleo < 1.0 MVA IInrush = 10xIn (Equação 11)

Transformadores a óleo > 1.0 MVA IInrush = 8xIn (Equação 12)

Transformadores a seco - Todos IInrush = 14xIn (Equação 13)

Se o transformador é abaixador e a conexão do primário éestrela aterrada, deve-se multiplicar os valores das equações 11, 12

e 13 pelo fator 1.4.

Se o transformador é elevador e a conexão do primário é delta,

multiplicar os valores das equações 11, 12 e 13 pelo fator 1.7.

Se o transformador é elevador e a conexão do primário é

estrela aterrada, multiplicar os valores das equações 11, 12 e 13

pelo fator 2.5.

Os valores apresentados na tabela anterior ou os fornecidos

pelos fabricantes de transformadores são valores de projeto

considerando-se barramento innito.

Em certas plantas em que o número de transformadores é elevadoe a potência de curto-circuito é baixa, o cálculo da corrente inrush

utilizando-se os valores supracitados, pode-se chegar a números

que não expressam a realidade, visto que a corrente máxima que

uma fonte pode fornecer é a corrente de curto-circuito.

Neste caso, na falta de um critério, pode-se utilizar o critério

seguinte, que consiste em se somar as correntes inrush (de projeto),

transformar estas correntes em uma impedância – Zin – (tanto o

transformador como o motor, na partida, podem ser representados

como uma impedância constante – Vide IEEE Std 399, Brown Book)

e soma-se com a impedância do sistema – Zs.

A nova corrente inrush será:

O exemplo a seguir ilustra o exposto.

Dado o diagrama unilar mostrado na Figura 10, calcule qual

a corrente inrush vista pelo relé de entrada (R1), sabendo-se que

a potência de curto-circuito trifásica (Pcc3φ) da concessionária no

ponto de entrega é de 80 MVA (corrente de 3347 A) e X/R = 8.

O transformador na energização se comporta praticamente como

o motor de indução (praticamente o mesmo circuito equivalente). O

“Brown Book” do IEEE nos diz que o motor de indução se comporta como

uma carga de impedância constante. Logo, o transformador também se

comporta como uma carga de impedância constante e, dessa forma, o

valor da impedância equivalente da corrente inrush é dada por:

Pelo critério do fabricante, tem-se:

Iinrush-5x2500kVA = 5 x 14In = 70 In = 70x104.5 = 7321 A

Iinrush-1x2000kVA = 1 x 8In = 8 In = 8x83.7

= 670 A

Iinrush-1x1000kVA = 1 x 8In = 8 In = 8x41.8

= 334.7 A

Iinrush-total fabric = 8325.6 A

A potência de curto-circuito da planta é de 80 MVA, o que

corresponde a uma corrente de 3347 A.

A corrente inrush não pode ser maior que a corrente de

curto-circuito, haja vista que a fonte (concessionária) irá limitar

a corrente. Então, qual o valor correto a ser considerado?

A impedância da fonte é dada por:

(Equação 14)



33


A p o i o

b) Suportabilidade Térmica (ST)

Define o limite térmico do transformador e depende da norma

em que é fabricado.

Norma NBR 5356/1993

Tempo

tST = 2 s (Equação 15)

Corrente

IST = 100/Z% x In. Se IST > 25xIn ==> I = 25xInv

(Equação 16)

Assim, a impedância total será:

A corrente inrush real será:

Norma ANSI C57.12.00-2000

Esta norma define quatro categorias de transformadores a saber:

Transformadores categoria I

São transformadores trifásicos de 15 kVA a 500 kVA ou de 5

kVA a 500 kVA monofásicos.

Transformadores categoria II

São transformadores trifásicos de 501 kVA a 5000 kVA ou de

501 kVA a 1667 kVA monofásicos.

Transformadores categoria III

São transformadores trifásicos de 5001 kVA a 30000 kVA ou de

1668 kVA a 10000 kVA monofásicos.

Transformadores categoria IV

São transformadores trifásicos > 30000 kVA ou > 10000 kVA

monofásicos.

Norma IEEE Std C57.109-1993 e ANSI C37.91-2000

Estas normas definem as capacidades térmicas dos

transformadores.

As Figuras 11, 12 e 13 mostram estas curvas para as quatro

categorias.



34


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 11 – Curva da suportabilidade térmica de transformadores –

categoria I.

Figura 14 – Curto-circuito fase-terra no secundário de um

transformador triângulo-estrela.


categoria II.


categoria III e IV.

c) Suportabilidade Térmica Deslocada (STD)

Devido à conexão dos transformadores, a corrente de

falta à terra no secundário vista pelo primário, em pu, pode

ser menor. Assim, a suportabilidade térmica do transformador

deve ser deslocada para se garantir a sua proteção. A Figura 14

ilustra a descrição.

Admitindo-se um curto-circuito fase-terra no secundário de um

transformador triângulo-estrela, como sendo igual a 1 pu, impõe

correntes de sequência zero neste secundário, quando o secundário

é aterrado. Entretanto, na linha, no primário não circula corrente de

sequência zero. A corrente de 1 pu na estrela impõe 1 pu dentro do

enrolamento primário correspondente.



35


A p o i o

Figura 15 – Proteção de sobrecorrente de fase típica de um

transformador triângulo-estrela.

Dentro do delta a corrente é igual a . Assim, na

ocorrência de um curto-circuito fase-terra entre os terminais

secundários e a primeira proteção de terra à jusante (quando não

houver de relé de terra no neutro), a proteção primária tem de

garantir a proteção térmica do transformador.

d) Curva típica de proteção de fase Apresenta-se na Figura 15 a proteção típica de fase de um

transformador. Para um curto-circuito no secundário (Ponto B), o

dispositivo de proteção que opera primeiro é o 1, como primeiro

backup o 2 e o segundo backup o 3. A curva de suportabilidade

térmica do transformador está protegida. O ponto CET lançado na

folha de vericação gráca de seletividade (curva tempo x corrente

= TCC – time current curves) só circula no primário e, assim, apenas

a curva 1 irá enxergá-lo, porém, não opera o disposivito de proteção

3 e, dessa forma, permite a energização do transformador. Devido

à elevada impedância do transformador, consegue-se ajustar a

unidade instantânea. Assim, para um curto-circuito no secundário,este dispositivo ca seletivo com as proteções localizadas à jusante

e opera instantaneamente para curtos-circuitos no primário.

Apresenta-se a seguir a nomenclatura utilizada na folha de

vericação gráca de seletividade:A = Corrente nominal do transformadorB = I´cc Sec. referido ao primárioC = I”cc Assim. sec. referido ao primárioD = I´cc no primário

E = I”cc Assim. no primárioCET = Corrente de energização trafo (Inrush)ST = Suportabilidade térmica do transformadorSTD = Suportabilidade térmica deslocada do trafo

58.03/1 =

PROTEÇÃO SECUNDÁRIA DE FASE

(a) Pick-Up Unidade Temporizada

O ajuste típico de pick-up da unidade temporizada é de 1.2 a

1.5 x In do transformador. Entretanto, existem casos em que não se

consegue seletividade. Nestas situações, pode-se elevar os valores

tomando-se como valores máximos aqueles prescritos no NEC, e

sintetizados na tabela a seguir.



36


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade (b) Temporização (da Unidade Temporizada)

Deve coordenar com a maior saída do circuito secundário.

(c) Unidade Instantânea

Como normalmente o transformador alimenta um painel com

várias saídas, via de regra, esta unidade ca bloqueada, pois, de

outra forma, para um curto-circuito em qualquer saída irá ocorrer odesligamento de todas as outras saídas (pela atuação desta unidade

de entrada).

T ABELA 3 – PRESCRIÇÕES DO NEC

Ajustes máximos dos relés de sobrecorrente segundo o nec em múltiplos de in

Z%

Z% < 6

6 < Z% < 10

Disjuntor

6,0

4,0

Disjuntor

3,0

2,5

PRIMÁRIO

Vn > 600 V

SECUNDÁRIO

Fusível

3,0

2,0

Fusível

1,5

1,25

Vn < 600 V

Disjuntor ou

Fusível

2,5

2,5

Vn > 600 V

Extraído do NEC 2005 - National Electric Code 2005

Proteção secundária: Pick-up máximo = 2.5 x In (se Z>6) ou

• = 3 x In (Z<6)

Proteção primária: = Pick-up máximo = 2.5 x In (se não houver

proteção ajustada até 2.5

o In no secundário)

Proteção primária: = Pick-up máximo = 6 x In (Se Z%<6) ou

• = 4 x In (Se Z%>6)

o Nota: deve existir proteção ajustada até 2.5 In no secundário

É óbvio que quanto mais se aumenta o ajuste de um

dispositivo de proteção, mais se diminui o seu grau de proteção.

Deve-se procurar manter os ajustes os mais baixos possíveis, comseletividade e continuidade operacional.

PROTEÇÃO PRIMÁRIA DE FASE

(a) Pick-Up Unidade Temporizada

O ajuste típico de pick-up da unidade temporizada é de

1.2 a 1.5 x In do transformador. Entretanto, existem casos

em que não se consegue seletividade. Nestas situações,

pode-se elevar os valores tomando-se como valores

máximos aqueles prescritos no NEC [23], e sintetizados na

Tabela 6.2.

(b) Temporização (da Unidade Temporizada)

Deve coordenar com a proteção secundária (relé secundário

ou maior saída quando não houver proteção secundária) e permitir

circular sem operar o somatório das correntes de carga mais o

maior motor partindo.



38


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

(c) Pick-up da Unidade Instantânea

O pick-up da unidade instantânea do primário deve ser ajustada

para atuar 10% acima do curto-circuito subtransitório assimétrico

no secundário, referido ao primário. Deve-se vericar também se o

ajuste permite a corrente de energização do trafo (inrush).

PROTEÇÃO DE TERRA DO SECUNDÁRIO(a) Pick-up da Unidade Temporizada

Depende do tipo de aterramento e da tensão secundária.

Sistemas aterrados por resistência são ajustados para 10% da

corrente do resistor.

Sistemas solidamente aterrados de baixa tensão são ajustados

no máximo em 1200 A.

(b) Temporização

Devem coordenar com a maior saída da barra. Em sistemas

de média tensão, aterrados por resistência, deve-se proteger olimite térmico da resistência (por exemplo 10 s). Em sistemas de

baixa tensão, devem proteger o NEC (3000 A; 1 s). Deve-se manter

os tempos sempre os mais baixos possíveis, com seletividade e

proteção. Atualmente, além da proteção de sistemas, a proteção de

pessoas também entrou em foco. Estudos de Arc Flash (riscos das

faltas por arco) complementam com muita propriedade os estudos

de seletividade. É uma boa prática em sistemas de baixa tensão

ajustar I-STD abaixo do valor mínimo provável de arco (proteção

de backup de terra).

(c) Unidade Instantânea

Via de regra, deve ser bloqueada pelas mesmas razões expostas

na proteção de fase.

PROTEÇÃO DE TERRA DO PRIMÁRIO

(a) Pick-up da unidade temporizada

Depende de vários fatores, tais como tipo de aterramento

do sistema a montante, tipo do transformador e de conexão do

transformador a jusante, etc.

A faixa de ajuste utilizada ca entre 20 A e 120 A (20% a 50%

da corrente nominal do circuito).

(b) Temporização Com os relés eletromecânicos, estes dispositivos normalmente

possuíam faixa de ajuste de 0.5 A a 2 A, eram ajustados no mínimo,

ou seja em 0.5 A, eram instantâneos e nestes ajustes não operavam na

energização de transformadores. Com o advento dos relés estáticos

e posteriormente os relés numéricos digitais, a utilização inicial

destes valores de 0.5 A e temporização instantânea mostrou-se



39


*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela Escola Federal deEngenharia de Itajubá (atualmente Unifei). Trabalhou como engenheiro de estudose desenvolveu softwares de curto-circuito, load ow e seletividade na plataforma do

AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos, engenharia de campo,montagem, manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresaEngePower® Engenharia e Comércio Ltda, especializada em engenharia elétrica,benchmark e em estudos elétricos no Brasil, na qual atualmente é sócio diretor. Omaterial apresentado nestes fascículos colecionáveis é uma síntese de parte de umlivro que está para ser publicado pelo autor, resultado de 30 anos de trabalho.



[email protected]

ineciente, pois, em muitas vezes, atuava na energização dos

transformadores. Devido ao teor de 3ª harmônica, múltiplas na

corrente inrush (energização do trafo) e erros de TCs os relés podem

operar. A partir destes eventos, foram adotados os seguintes critérios

para o ajuste de transformadores com conexão delta no primário:

Transformadores a óleo Transformador < 1 MVA=> Pick-up> 1.0 InTR

Transformador > 1 MVA=> Pick-up> 0.8 InTR

Transformadores a seco

Pick-up > 1.4 InTR

A Figura 16 ilustra os ajustes praticados.

Para outras conexões que permitam a passagem de correntes

de sequência zero para o primário, deve-se coordenar com a

proteção secundária.

(c) Unidade instantânea

Quando o transformador está conectado em delta, no

primário, a unidade de terra poderia ser ajustada, teoricamente

no mínimo, pois um novo sistema de terra se inicia (delta é um

circuito aberto no diagrama de sequência zero), no entanto,

devido a erro dos TC´s deve-se ajustar esta unidade para 1.1

vezes os valores citados no item (b).

Para outras conexões, que permitam a passagem de

correntes de sequência zero para o primário, deve-se bloquear

esta unidade.

Figura 16 – Ajustes da unidade de terra em primário de transformadores

conectados em delta.



30

O Setor Elétrico / Outubro de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Resumo da proteção de sobrecorrente As Figuras 1, 2 e 3 a seguir ilustram a síntese dos

ajustes abordados no capítulo anterior.

(a) Proteção de fase

(a1) Proteção de terra em BT – Sistemas

solidamente aterrados


Capítulo X

Proteção de transformadores –Parte II

Figura 1 – Resumo de ajustes de proteção de fase de

transformadores.

Figura 2 – Resumo de ajustes de proteção de terra de

transformadores solidamente aterrados.

No capítulo anterior, iniciamos o estudo sobre proteção dos transformadores. Na primeira parte, falamos sobre

normas, guias de consulta e outros importantes pontos a serem observados e abordamos o assunto “proteçãosecundária de fase”. Neste capítulo damos continuidade ao tema, começando com um breve resumo sobre

proteção de sobrecorrente, já discorrido na última edição. Em seguida, abordaremos a proteção diferencial, que

tem o objetivo de reduzir o valor da corrente que passa pela bobina de operação ao mínimo.




Proteção diferencial Atualmente, os relés diferenciais numéricos microprocessados

a partir de dados de placa de entrada determinam praticamente

quase todos os parâmetros necessários. Abordaremos a sequência

de ajustes como se o relé fosse eletromecânico para que se possa

ter o pleno entendimento da metodologia. O objetivo dos ajustes

da proteção diferencial é o de reduzir o valor da corrente que

passa pela bobina de operação ao mínimo (preferencialmente

zerar), tanto em módulo quanto em ângulo, em condições

normais de operação.

(b) Conceitos básicos

Antes de prosseguir na proteção diferencial é necessário

proporcionar alguns embasamentos técnicos abordados a seguir.

b1) Zona de proteção

Para os relés diferenciais, a zona de proteção ca circunscrita

entre os TCs dos enrolamentos: primário, secundário e outros

(caso houver).

(a2) Proteção de terra em MT aterrados por

resistência de baixo valor

Figura 3 – Resumo de ajustes de proteção de terra de transformadores

aterrados por resistência de baixo valor.



32


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 4 – Exemplo de determinação do deslocamento angular de

transformador.

Figura 5 – Deslocamento angular para transformadores triângulo-estrela.

Figura 6 – Deslocamento angular para transformadores estrela-triângulo.

Assim, para o exemplo anterior, o deslocamento angular é

representado da seguinte forma:

b2) Deslocamento angular

O deslocamento angular em transformadores trifásicos traduz

o ângulo entre os fasores das tensões (e, consequentemente, das

correntes) de fase do enrolamento de menor tensão em relação ao

enrolamento de maior tensão.

Assim, para que se possa determinar o defasamento angular se faz

necessário elaborar primeiro o diagrama fasorial correspondente, lembrandoque o defasamento angular é medido do enrolamento de tensão inferior (X)

para o enrolamento de tensão superior (H) no sentido anti-horário.

Exemplo:

Determinar o defasamento angular do transformador apresen-

tado no esquema trilar a seguir:

Dyn1

Em que:

- A primeira letra (maiúscula) representa o enrolamento de tensão

mais elevada, sendo utilizadas as seguintes letras D (Delta), Y

(estrela) e Z (Zig-Zag).

- A segunda letra (minúscula) representa o enrolamento de tensão

inferior, sendo utilizadas as seguintes letras d (delta), y (estrela) e z

(Zig-Zag).

- A letra n indica que o neutro é acessível.

- O número 1 indica as horas do ponteiro de um relógio, ou seja,

cada 30º representa uma hora (30o / 30o = 1 hora).

Para saber o deslocamento angular em graus a partir da

nomenclatura acima, é preciso calcular:

Deslocamento angular = número (de horas) x 30o

Assim, para um transformador Dy11, o deslocamento angular é

de 11 x 30o = 330o.

As Figuras 5, 6, 7 e 8 apresentam os deslocamentos angulares

mais comumente encontrados.



34


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 7 – Deslocamento angular para transformadores

triângulo-triângulo.

Figura 8 – Deslocamento angular para transformadores estrela-estrela.

Figura 9 – Característica de operação versus restrição de um relé diferencial.

(c) Ajuste do valor de pick-up Os principais ajustes do relé diferencial são o pick-up e o slope

(declividade). Observe a Figura 9.

Para que o relé diferencial não opere indevidamente, o valor do

ajuste de pick-up deve ficar acima dos possíveis erros que podem ocorrer.

O valor de pick-up dos relés diferenciais normalmente é ajustado

para operar entre 0.1 pu e 0.3 pu.

(d) Ajuste do slope ou declividade

Para que o relé diferencial não opere indevidamente, o valor doajuste do slope ou declividade deve ficar acima dos possíveis erros que

podem ocorrer, os quais são discriminados a seguir.

(d1) Erro devido à exatidão aos TCs ( εTC) A exatidão dos TCs para proteção diferencial são normalmente

2,5%, 5% ou 10%, o que significa que o erro pode ser de + 2,5%, + 5%

ou + 10% até o valor do de 20 x In (se o fator de sobrecorrente for

F20). Assim, se um dos TCs de uma mesma fase (primário e secundário)

for positivo e o outro negativo os erros que poderão ocorrer serão de

5%, 10% ou 20%.

Quando houver TCs auxiliares, os erros desses TCs auxiliares

devem ser computados.

(d2) Erro devido à comutação de tapes ( εC) Tendo em vista que os tapes dos transformadores podem estar em

um valor diferente do nominal, podem ocorrer diferenças por conta

dessa corrente, localizada entre o primário e o secundário, mesmo em

condição de carga.

(d3) Erro de “Mismatch” ( εM)É o erro de casamento dos TCs com a relação do transformador

de força. Como a relação de transformação do transformador de forçapode não coincidir com a relação entre as ligações dos TCs do primário

e do secundário, pode haver uma diferença de corrente. O erro de

“mismatch” é calculado como segue:

Exemplo: Seja um transformador de 7.5 MVA, 138-13.8 kV, com TCs de 100-5A

no primário e 400-5A no secundário. A relação de transformação do



36


A p o i o

Prot

eção

e

seletividade

Figura 10 – Esquema unilar para ajuste de slope de relé diferencial.

Dados do relé

In = 5 A

Pick-up: 15% (0,75 A = 0,15 x 5 A)

Slope: 15% - 30% - 45%

transformador de força é 10 e a relação entre as relações dos TCs será

(400/5)/(100/5) = 4.

Como a corrente nominal do transformador no primário é de 31.4

A, a corrente no secundário será de 1.57 A no relé. No secundário, a

corrente nominal do transformador é de 313.8 A, a qual, no secundário

do TC, vale 3.92 A. Como pode ser observado, as correntes que chegam

no relé de 1.57 A e 3.92 A não “casam”, embora traduzam a mesmacorrente por unidade do transformador.

(d4) Erro devido a diferenças de ajuste de tape do relé ( εR ) Isso porque pode não existir valores exatos de ajuste no relé (do lado

primário e secundário) relativos às correntes calculadas que irão passar pelo relé.

(d5) Erro total ( εT ) O erro total é então resumido pela expressão:

εT = ε

TC + ε

C + ε

M + ε

R + ε

Margem Seg

Os valores típicos de T variam entre 0.2 pu e 0.3 pu (20% a 30%).

(d6) Utilização de TCs auxiliares Para minimizar os erros entre as correntes primárias e secundárias

que chegam no relé, pode-se utilizar TCs auxiliares, os quais muitas

vezes possuem múltiplos ajustes de tapes. Não se deve esquecer de

somar o erro dos TCs auxiliares no erro total.

(e) Principais fatores que afetam a proteção diferencial

Corrente inrush – Corrente normal que aparece na energização de

um transformador. Somente aparece no enrolamento primário.

Diferenças angulares devidas às conexões delta, estrela e zig-zag.

Controle de tensão por tapes.

Diferenças de tensão entre o primário e secundário, bem como as

relações dos TCs entre o primário e o secundário.

Saturação dos TCs de um dos lados.

Curtos à terra fora da zona da proteção diferencial quando não é

feita a compensação das correntes de sequência zero. Erro de polaridade.

Exemplo de ajuste do relé diferencial: Veja o esquema unifilar apresentado na Figura 10. Recomenda-se

determinar o slope do relé diferencial, sabendo-se que o relé apresenta

corrente nominal de 5 A e ajuste de pick-up em 15% (0,75 A). O relé

permite os seguintes ajustes de slope: 15%, 30% e 45%.

Cálculo dos errosErro de correntes (Mismatch)

Erro de precisão dos TCs

(Erro máximo)

Erro de comutação de tapes

Erro total

Ajuste do slope

Exemplo de ajuste de relé de sobrecorrente A partir do esquema unifilar (Figura 11), determine os ajustes dos

relés de sobrecorrente de fase, sabendo que o transformador é seco.



37


A p o i o

Figura 11 – Esquema unilar para ajuste do relé.

A JUSTE DO SECUNDÁRIO ( DISPOSITIVO 2)

A corrente nominal do transformador no secundário é:

I-LTD (I1)

A corrente I-LTD (I1) deve ser ajustada em 1.25 x In, cujo valor é 2460 ~ 2500 A.

T-LTD (t1)

A temporização T-LTD (t1) deve ser o tempo para 6 x 2500 A, ou seja,

15000 A. Ajusta-se t1 em 5s.

I-STD (I2)

A corrente I-STD deve ser ajustada com base em dois critérios: (a) a

somatória da carga nominal demanda mais o maior motor partindo ou

(b) abaixo do valor mínimo provável de “arcing fault”. Pelo critério (a) I

= 5255 A e pelo critério (b) 26729 A x 0.2 = 5346 A. Como em 220 V o

arco se auto-extingue, fica-se com o critério (a) x 1.1 = 5780.0 A / 2500

= 2.3. Como os ajustes são discretos, escolhe-se o 3.

T-STD (t2)

Como a curva é entre dois disjuntores deve ficar acima curva do

dispositivo a jusante, ou seja, escolhe t2 = 0.4 s

I-INS (I3)

Deve ser bloqueado, pois o dispositivo fica em entrada de painel.

A JUSTE DO PRIMÁRIO ( DISPOSITIVO 3)

A corrente nominal do transformador no primário é:



38


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

I>

A corrente I> deve ser ajustada em 1.5 x In, cujo valor é 49.2 ~ 50 A,

o que no relé significa 50 / RTC = 50 / 20 = 2.5 A, que em múltiplos da

corrente nominal do relé é 2.5 / 5 A = 0.5 x In.

DT (t>)

A temporização t> deve ser o tempo do dispositivo à jusante mais 0.3

s. O tempo do dispositivo à jusante é de 0.4 s somado ao intervalo de

0.3 s chega-se a 0.7 s para a corrente de curto-circuito transitória no

secundário, cujo valor é de 26729 A, que referida ao primário é 26729 /

60 = 445.5 A. Esta corrente equivale a 450 / 50 = 8.91 vezes o ajuste de

I>. Assim, para uma característica IEC muito inversa, temos:

Em termos de TMS = 0.41 ou T = TMS x 1.5 = 0.6 s.

I>>

A corrente I>> é ajustada baseada em dois critérios:

( A ) C ORRENTE INRUSH

A corrente inrush de um transformador seco é dada por:





[email protected]

( B ) 1.1 X ICC SUBTRANSITÓRIA ASSIMÉTRICA MÁXIMA NO

SECUNDÁRIO

A corrente subtransitória assimétrica no secundário é 34225 A que,

multiplicada por 1.1, dá 37648, a qual, referida ao primário, é 37648 / 60

= 627.5 A que, por sua vez, no relé representa 627.5 /20 = 31.37 A que

em múltiplos da corrente nominal do relé é 31.37 / 5 A = 6.3 x In. Esse

é o ajuste adotado (b) > (a).

t>>

A temporização t>> deve ser ajustada no mínimo. A Figura 12 ilustra

o exemplo.

Figura 12 – Folha de vericação gráca de seletividade de fase.



28

O Setor Elétrico / Novembro de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Este capítulo abordará as funções 46, 51V, 40, 32,

81, 24, 59GN, 49S e 60. São as funções típicas para

a proteção de geradores. Apresentam-se a seguir as

principais normas utilizadas e, para cada função, são

dados exemplos e soluções.

Normas e guias São apresentadas a seguir as principais normas

utilizadas neste capítulo:

• ANSI C37.101-1993

• ANSI C37.102-1995

• ANSI C37.106-1987

Proteções típicas Apresenta-se na Figura 1 o esquema unilar do

esquema de proteção para a conguração gerador-

transformador. Abrangeremos neste capítulo apenas

algumas funções, a saber:

• 46

• 51V

• 40

• 32

• 81

• 24

• 59GN

• 49S

• 60

Função 46 Esta função se constitui na proteção para correntes

desequilibradas do estator/sequência negativa.

Inúmeras são as causas de desequilíbrio de corrente

em um gerador, sendo as mais comuns: as assimetrias

de sistema provocadas pela não transposição de

linhas, cargas desequilibradas, faltas desequilibradase falta de fase.

Essas correntes de sequência negativa (I2) no

estator induzem correntes de frequência dobrada

no rotor, provocando um sobreaquecimento em um

curto intervalo de tempo.

(a) Corrente de sequência negativa permissível continuamente

A corrente de sequência negativa I2 permissível

permanentemente pelo gerador é apresentada na

Tabela 1.


Capítulo XI

Proteção de geradores

Figura 1 – Esquema unilar típico de proteção para a

conguração do gerador-transformador.



29


A p o i o

(b) Corrente de sequência negativa permissível decurta-duração

A Tabela 2 apresenta o I22t permissível de curta duração pelos geradores.

A Figura 2 mostra o valor de I22t (de sequência negativa) para

geradores de rotor cilíndrico com resfriamento direto.

Os valores apresentados nos itens (a) e (b) somente devem ser

utilizados quando todos os esforços em se obter a característica real

do fabricante fracassaram ou quando o sistema ainda está sendoprojetado, quando a característica real da máquina ainda não é

conhecida.

Dois tipos de relés são normalmente utilizados para realizar

esta proteção: o relé com característica extremamente inversa e o

relé digital com característica que se compatibiliza com as curvas

de I2t de sequência negativa do gerador.

O relé de característica extremamente inversa é utilizado para

Figura 2 – Valor de I2

2t (de sequência negativa) para geradores de rotor

cilíndrico com resfriamento direto.

T ABELA 1 – C ORRENTE DE SEQUÊNCIA NEGATIVA PERMISSÍVEL CONTINUAMENTE EM GERADORES

105

10865

Corrente de Sequência Negativa Permissível - Continuamente

Tipo do Gerador

Polos Salientes

Rotor Cilíndrico

Com enrolamentos amortecedores conectadosCom enrolamentos amortecedores não conectados

Resfriamento IndiretoResfriamento Direto até 960 MVA 961 até 1200 MVA 1201 até 1500 MVA

I2 Permissível (%)

T ABELA 2 – I2T DE SEQUÊNCIA NEGATIVA PERMISSÍVEL DE CURTA DURAÇÃO EM GERADORES

4030

3010

Equação da Figura 10.1

Corrente de Sequência Negativa Permissível - Continuamente

Tipo do Gerador

Polos SalientesCompensador Síncrono

Gerador de Rotor Cilíndrico

Resfriamento IndiretoResfriamento Direto até 800 MVA 801 até 1600 MVA

I22 t Permissível (%)



30


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade a proteção de faltas desequilibradas e a corrente de pick-up da

unidade de sequência negativa é ajustada para 0.6 pu da corrente

de plena carga. Assim, esta unidade pode não operar para o caso

de haver a falta de fase (abertura de uma fase) ou condições mais

severas de cargas desequilibradas.

Os relés digitais, por serem bem sensíveis, também podem ser

ajustados para condição de alarme quando a corrente de curtaduração exceder a corrente de sequência negativa permanente.

O relé de sequência negativa é normalmente projetado para

desligar o disjuntor principal do gerador.

Exemplo Dado um gerador que suporta continuamente 8% de corrente

de sequência negativa e uma corrente de curta-duração de

sequência negativa dada por I2t = 10 pu2.s. Pede-se determinar o

ajuste da proteção de sequência negativa, sabendo-se que o relé

disponibiliza a característica ANSI moderadamente inversa.

Solução Visto que o I2t = 10 pu2.s. Para I = 1 pu, o gerador suporta esta

corrente durante 10 s e para 0.1 pu, o gerador suporta esta corrente

por 1000 s.

Assim, deve-se passar a característica do relé abaixo desta

curva. O dial de tempo k = 7 protege a referida característica. A

Figura 3 ilustra como deve ser feito o ajuste.

Função 51V Quando ocorre um curto-circuito em um circuito de gerador,

como foi visto, ocorre um decremento na corrente do gerador, ou

seja, ele não mantém o valor da corrente de curto-circuito como no

caso da Concessionária. No instante do curto-circuito ocorrem dois

fenômenos simultâneos (sobrecorrente e subtensão).

Existem dois modos de proteção:

• Sobrecorrente com restrição de tensão

• Sobrecorrente com supervisão de tensão

Figura 3 – Exemplo de proteção de sequência negativa do gerador.

Pick-up (para 100% de tensão) = 1.15 In gerador. A

temporização deve coordenar com a proteção à frente do gerador

(suprida pelo gerador).

A referência indica ajuste que varia de 1.5 a 2 In do gerador com

temporização de 0.5 s.

Os relés 51V devem atuar sobre um relé de bloqueio,

desligando-se o disjuntor principal do gerador, o campo e a máquinaprimária (turbina).

Quando relés de distância são utilizados para a proteção de

linhas, os relés 51V podem ser substituídos por relés de distância

para realizar a proteção de backup, pois consegue-se melhor

coordenação.

Exemplo 2 Pede-se determinar os ajustes do relé 51V de um turbo gerador

e apresentar o coordenograma, sabendo-se que o relé 51V de um

gerador deve coordenar com outro, à jusante, cujos parâmetros são

Ipickup = 1 x In; K = 0.24; Curva = Normal Inverse; TC 1200 – 5 A eque os dados do turbo-gerador são:

In = 1004 A

τ_do = 0.0225 s

τ ´do = 4.76 s

Ra = 0.018495 Ohms

X”d = 16% = 0.16pu x Zbase = 0.16 x 7.935 = 1.2696 Ohms

X´d = 24%

Xd = 191%

Solução O pick-up nal da função é ajustado para 1.15 x I.

In = 1004 A

Pick-up = 1154.6 A

Tendo em vista a curva de decremento do gerador, foi escolhida

a característica de tempo denido para um tempo de operação de

0.3 s. Veja coordenograma seguinte.

Função 40 (Perda de campo) A perda de campo pode ocorrer por:

• Desligamento acidental disjuntor de campo;

• Abertura do circuito de campo;

• Curto-circuito do campo;

• Falha do sistema de controle;

• Perda do sistema de excitação.

(a) Turbo-geradores

• Máquina irá disparar (Se I=IFL,RPM2-5%; para baixo carregamento

RPM0.1-0.2%);

• Passa a operar como gerador de indução;



31


A p o i o



32


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade • Carga passa a receber os VArs do sistema ao qual está conectado;

• kW e escorregamento dependem do carregamento inicial (quanto

maior s menos kW).

A condição mais severa é perder o sistema de excitação com o

gerador operando a plena carga. Nestas condições:

• As correntes no estator podem exceder 2 pu (gerador perdeu o

sincronismo);

• São induzidas correntes elevadas no rotor;

• Sobreaquecimentos perigosos nos enrolamentos do estator e rotor

por um período de tempo curto;

• Sobreaquecimentos nas extremidades do núcleo do estator.

Não se pode predizer por quanto tempo o gerador pode operar

sem o campo, mas em velocidades diferentes da síncrona este tempo

é pequeno.

Os efeitos sobre o sistema:

• Aumento da potência reativa absorvida da rede causa quedas

de tensão que, por sua vez, degradam a performance de outros

geradores que eventualmente estejam conectados ao sistema;

• Podem ocorrer subtensões e/ou desligamentos de linha/ cabos que,

por sua vez, afeta a estabilidade do sistema;

• Hidrogeradores;

• Podem suportar de 20% a 25% de carga normal sem o campo, sem

perder o sincronismo;

• Se a perda de campo ocorrer com o gerador próximo ou a

plena carga, as consequências serão as mesmas descritas para osturbo-geradores e, assim, elevadas correntes circulam no estator e

serão induzidas no campo as quais podem danicar os referidos

enrolamentos e/ou os enrolamentos amortecedores, além de

absorver potência reativa do sistema.

(c) ProteçãoO método mais utilizado para detectar a perda de campo de

um gerador consiste da aplicação de relés de distância para sentir a

variação da impedância vista dos terminais do gerador.

Existem dois tipos de esquema de releamento usados para

detectar as impedâncias vistas durante a perda de campo. Umaaproximação consiste de uma ou duas unidades mho utilizadas

para proteger a máquina. A outra aproximação consiste da

combinação de uma unidade de distância (impedância), uma

unidade direcional e uma unidade de subtensão instaladas nos

terminais do gerador e ajustados para “olhar” para dentro da

máquina.

A Figura 4 mostra o esquema utilizado.

Normalmente, o diâmetro do círculo interno é da ordem de

0.7 Xd.

Alguns relés podem solicitar a impedância em Ohms secundários.

Neste caso, o valor da impedância deve ser corrigido pela equação a

seguir:

(d) O que se deve desligar:• O disjuntor principal do gerador;

• O disjuntor do campo e o disjuntor do sistema auxiliar.

Esse esquema não se aplica a:

• Caldeira “oncethroug”;• Unidade “cross-compound”;

• Unidade que não pode transferir cargas auxiliares sucientes para

manter a caldeira e o sistema combustível.

Exemplo 3 Um gerador possui uma reatância transitória de eixo direto igual

a X´d = 24% e uma reatância síncrona de eixo direto Xd = 191%.

Sabendo-se que o relé utilizado pode ser parametrizado na base

deste gerador, determinar os ajustes das proteções da função 40.

Solução Zona 1

Offset Z1

Será colocado em R = 0.0 e X = -12%.

Diâmetro da zona 1

Deve ser ajustado para 100% (1 pu).

Temporização da zona 1

A temporização da zona 1 será instantânea.

Zona 2

Offset Z2

Será o mesmo da Zona 1, colocado em R = 0.0 e X = -12%.

Figura 4 – Proteção de perda de excitação em duas zonas.



33


Diâmetro da Zona 2

Deve ser ajustado para 191%.

Temporização da Zona 2

A temporização da Zona 2 será de 0.6 s.

Função 32R – Anti-motorização

No gerador, esta função tem por objetivo visualizar umamotorização, ou seja, se há inversão do uxo de potência ativa, se

o gerador passa a absorver potência ativa ao invés de entregá-la,

passando então a operar como motor síncrono. Este relé deve ser

ajustado para “olhar” no sentido do gerador.

A sensibilidade e o ajuste do relé dependem do tipo de

máquina primária envolvida, visto que a potência necessária

para motorizar é função da carga e das perdas nas engrenagens

da máquina primária. A proteção contra motorização da máquina

visa a turbina e não o gerador. O fabricante da turbina deve ser

consultado para a temporização, pois, os efeitos da motorização

são, entre outros: (a) aquecimento do rotor na turbina a vapor;(b) cavitação na hidráulica; (c) incendiar o óleo não queimado

no motor diesel.

Em turbinas a gás, a sensibilidade de relé 32 não é crítica, visto que

a carga de compressão requer uma potência substancial do sistema de

até 50% da potência nominal. Assim, o pick-up desta função pode

ser de 10% a 15% se o sistema é do tipo split-shaft. Se for single-shaft

utiliza-se 50%. Algumas literaturas prescrevem de 3% a 5%.

Um sistema diesel com nenhum cilindro queimando representa

uma carga de até 25% da nominal e assim também não apresenta

problemas particulares de sensibilidade. Dessa forma, o pick-up

desta função pode ser de 5% a 25%. Em turbinas hidráulicas, quando as pás estão debaixo da lâmina

d’água, a potência ativa para motorização é elevada. Entretanto,

quando as pás estão acima da lâmina, a potência reserva para

motorizar pode ser extremamente baixa, entre 0.2% e 2% da

nominal e assim deve-se utilizar um relé direcional de potência

extremamente sensível. Normalmente os ajustes são feitos entre

0.2% e 2% se as lâminas podem car fora d’água e maior do que 2%

se carem dentro d’água.

Turbinas a vapor operando sob pleno vácuo e entrada

de vapor zero precisa de aproximadamente de 0.5% a 3%

da potência nominal para motorizar. Desta forma, requertambém um relé direcional de potência sensível. Se a turbina

fosse operada com suas válvulas parcialmente fechadas, um

pouco abaixo do valor a vazio, a potência elétrica absorvida

do sistema deveria ser essencialmente zero e o relé direcional

de potência poderia não detectar esta condição. Visto que o

sobreaquecimento da turbina ainda poderia ocorrer, alguns

meios adicionais de proteção são necessários. Os ajustes ficam

normalmente entre 1% a 3%.

Os relés direcionais de potência recebem sempre temporizações,

que dependem de cada caso.

Alguns fabricantes fornecem o ajuste em função da potência



34


A p o i o

Prot

eção

e

seletividade

nominal do secundário dos redutores de medida (TCs e TPs) e dapotência do gerador. Neste caso, o valor pu ajustado é dado pela

equação 1, acima.

Em que:

PAJ-SEC

= Potência ativa ajustada no secundário = PAJ / (RTC x RTP)

PAJ = Potência ativa ajustada = k.PN

k = Fator que depende do tipo de turbina (conforme explicado nos

parágrafos anteriores)

RTC = Relação do TC = I1N-TC

/ I2N-TC

RTP = Relação do TP = U1N-TP

/ U2N-TP

I1N-TC = Corrente nominal primária do TCI2N-TC

= Corrente nominal secundária do TC

U1N-TC

= Tensão nominal primária do TP

√3 U2N-TC

= Tensão nominal secundária do TP

SSEC

= x I2N-TC

x U2N-TP

√3 PN = Potência ativa nominal do gerador

SN = Potência aparente nominal do gerador = x UN x INUN = Tensão nominal do gerador

Equação 1

IN = Corrente nominal do gerador

Relés de frequência – função 81 Os geradores estão sujeitos às condições anormais de sub/

sobrefrequência, fundamentalmente nas condições:

• Rejeição de cargas/desligamento de disjuntores por faltas no lado

da carga (sobrefrequência)

• Sobrecarga/abertura de disjuntor da subestação da concessionária

com outros consumidores na linha/perda de unidades geradoras

(subfrequência)

Na primeira condição, ocorre o disparo máquina, considerando

o balanço de energia. Como o sistema entregava uma potênciaativa à carga, quando do desligamento parcial ou total dela, esta

energia não tem para quem ser entregue e é transformada em

energia cinética.

Quando se diminui a frequência, reduz a ventilação da máquina

e, consequentemente, os kVA que a máquina pode entregar. O

fabricante deve ser consultado sobre esta condição.

As pás das turbinas são projetadas de modo a operar, à



35


A p o i o

O fabricante da turbina deve sempre ser consultado de modo

a se obter as faixas de frequência permissíveis e não permitidas. A Figura

6 apresenta as regiões permitidas e não permitidas de uma turbina a

vapor, compondo a curva de pior caso de cinco fabricantes diferentes.

Figura 5 – Como são projetadas as pás das turbinas para evitar a

ressonância para as frequências múltipas da natural.

Figura 6 – Regiões permitidas e não permitidas (de sobre e

subfrequência) em função da duração (minutos) de uma turbina a vapor

compondo-se a curva de pior caso de cinco fabricantes diferentes.

Sobre-excitação – Função 24 (Voltz / Hertz) A equação 2 seguinte calcula a tensão induzida em uma bobina.

Em que:

N = Número de espiras da bobina

F = Frequência

[Equação 2]

frequência nominal, fora da faixa de ressonância para as frequências

harmônicas de ordem 2, 3, etc., conforme indicado na Figura 5.



36


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade φ = Fluxo magnético

B = Densidade de uxo

S = Seção do núcleo

Como todos os termos da equação 2 são constantes, exceto E e f,

pode-se dizer que:

A densidade de uxo é um bom indicador de aquecimento,

mesmo a vazio, visto que as perdas por histerese e Foucault são

proporcionais à Bx, em que x é uma potência de B. Assim, pode-se

medir esses aquecimentos, monitorando-se a relação V/Hz.

A norma ANSI C37.102-1996 cita que a norma ANSI C50.13-1977

e ANSI/IEEE Std 67-1972 prescreve que um gerador deve conseguir

operar satisfatoriamente na potência nominal (kVA), frequência e fator

de potência nominal para qualquer tensão entre 95% e 105% da

tensão nominal. Fora desta faixa, podem ocorrer problemas térmicos

a menos que seja especicado este detalhe na compra. A sobre-excitação é um dos desvios que devem ser monitorados e protegidos.

A sobre-excitação do núcleo magnético do gerador e/ou

transformador irá ocorrer sempre que:

• A relação Volts/Hertz aplicada nos terminais do gerador exceder

1.05 pu (na base do gerador);

• A relação Volts/Hertz aplicada nos terminais de um transformador à

plena carga exceder a 1.05 pu (na base do transformador);

• A relação Volts/Hertz aplicada nos terminais de um transformador a

vazio exceder a 1.1 pu (na base do transformador).

Os efeitos da sobre-excitação são o aumento da corrente de campo e o

sobreaquecimento do gerador/transformador e causar a falha da isolação.

Estas situações podem ocorrer no start-up/shutdown do sistema (V/

Hz da ordem de 1.05 pu) e durante rejeições de carga (pode chegar a

V/Hz até maiores que 1.25 pu).

Em sistemas com apenas um relé (ou estágio) V/Hz, o ajuste é feito

para 110% do valor normal que dá alarme e trip em 6 s.

Com dois relés (ou estágios) V/Hz, o primeiro relé (ou estágio)

é ajustado entre 118% a 120% e temporização entre 2 s e 6 s e o

segundo relé é ajustado para 110% e temporização entre 45 s e 60 s.

As Figuras 7 (a) e (b) mostram exemplos de ajustes desta proteção.

Figura 7 – Exemplos de ajustes de relé de sobre-excitação: (a) com dois

estágios e (b) com relé de tempo inverso.

Exemplo 4 Sabendo-se que um gerador possui uma característica de sobre-

excitação dada por uma curva de V/Hz, determinada pela reta denida

pelos dois pontos seguintes P1 = (105% V/Hz, 1000 s) e P2 = (140% V/

Hz, 2 s), e que o relé utilizado disponibiliza a curva do IEEE, pede-se

determinar os ajustes da função 24 (V/Hz).

Solução A característica do relé é dada pela equação seguinte:

t = 0.18 K / (M-1)2

Como a máquina suporta uma sobre-excitação de 140% durante 2

s, para protegê-la devemos passar a curva do relé abaixo deste ponto.

No caso, será utilizada uma temporização de:

T = 0.9 x 2 = 1.8 s.

M = 140% = 1.4 pu

Levando os valores e tirando-se o valor de K na equação do IEEE do

relé obtém-se:

K = t . (M-1)2 / 0.18 = 1.8 . (0.4)2 / 0.18

K = 1.6

Proteção de terra O valor da falta fase-terra é intimamente dependente do tipo

de aterramento do gerador e consequentemente os dispositivos de

proteção fase podem não ser sucientemente sensíveis para as faltas à

terra. Assim, o valor da falta fase-terra pode variar desde zero (sistema

não aterrado) até o valor do curto-circuito trifásico (ou maior – para

sistemas solidamente aterrados). Outro aspecto importante a salientar

é que, conforme o ponto de falta se move dos terminais para dentro da

máquina na direção do neutro do gerador, o valor da corrente de falta

no estator vai decaindo.

Um esquema diferencial pode detectar uma falta fase-terra,

dependendo do valor da falta e do tipo de aterramento. Quanto mais o

valor da falta à terra é limitado em relação à corrente de carga nominal

do gerador, maior o percentual desprotegido do enrolamento do estator.

Esquemas diferenciais não propiciarão proteção de terra em sistemas

aterrados por resistência de alto valor com correntes limitadas entre 3 A

a 25 A. A Figura 8 mostra a relação aproximada entre a corrente de falta

à terra no estator e a percentagem de enrolamento desprotegido.

A norma ANSI/IEEE C37.101-1993 provê alguns esquemas de

[Equação 3]

(a)

(B)



37


A p o i o

Figura 8 – Porcentagem do enrolamento desprotegido em função do

valor da corrente de falta à terra.

proteção de terra sensíveis (sensitive ground).

O esquema mais comumente utilizado para sistemas aterrados

por resistência de alto valor consiste da utilização da proteção 59GN,

conforme mostrado na Figura 1. Este tipo de relé é projetado para sersensível à tensão de frequência fundamental e insensível para tensões

harmônicas de terceira ordem e outras harmônicas de sequência zero.

O ajuste típico deste relé é ajustado para um pick-up mínimo de

aproximadamente 5V. Este tipo de proteção consegue abranger cerca de

2% a 5% do enrolamento do estator. Por questões de segurança deve-se

aterrar o secundário do transformador de aterramento (lado do resistor).

Esta proteção deve desligar o disjuntor principal do gerador e a turbina.

Quando se utiliza aterramento do neutro do gerador por resistência

de baixo valor, a corrente do resistor é escolhida entre 200 A até

150% da corrente nominal do gerador. Aterramento por reatância

normalmente limita a corrente de falta entre 25% e 100% da corrente

de curto-circuito trifásico. Quando se utiliza um transformador zig-zag

de aterramento, o valor normalmente limitado é da ordem de 400 A.

Proteção de sobrecarga O guia “Guide for AC Generator Protection” ANSI C37.102-1996

cita que a norma ANSI C50.13-1977 prescreve que a capacidade

térmica de curta-duração do enrolamento da armadura é capaz de

suportar o seguinte:

T ABELA 3 – C APACIDADE TÉRMICA DE CURTA-DURAÇÃO DA ARMADURA CONFORME ANSI C50.13

226

10

154

30

130

60

116

120

Corrente de Armadura (%):

Tempo em segundos:

O valor de 100% se refere à corrente nominal da maquina à máxima

pressão de hidrogênio.

O esquema indicado para este tipo de proteção são os detectores de

temperatura (RTDs) ou relés de sobrecorrente que promovam a proteção

da curva da Tabela 3.

A proteção de sobrecorrente deve ser de torque controlado e

possuir duas unidades: uma instantânea ajustada para 115% da corrente



38


A p o i o




Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para o [email protected]

nominal que é utilizada para controlar o torque da unidade temporizada

e outra temporizada com característica extremamente inversa ajustada

com pick-up entre 75% e 100% da corrente nominal ajustado para 7s

na corrente de 226% da corrente nominal. Com estes ajustes, evita-se

operação abaixo de 115% de sobrecarga.

Exemplo 5 Determinar o ajuste da constante de tempo da função 49 de um relé

de proteção de gerador, sabendo que ele suporta 150% durante 30 s.

Solução:

O gerador suporta uma sobrecarga de 150% In por 30 s.

Do manual do relé sabe-se que:

t = 30 s I = 1.5 In Ip = 1/1.05 = 0.95 (aquecimento prévio)

τ = ? Ib = 1.0 In

Adota-se

τ = 6 minutos, para proteger o gerador.

Normalmente para o pick-up da função 49 ajusta-se a função para

um valor de 1.05 x In.

Proteção

e

selet

ividade

[Equação 4]

Função 60 (Supervisão de queima de fusíveis de TPs) Esta função é conectada conforme a Figura 1. Utilizam-se dois

conjuntos de TPs (conectados em Y aterrada-Y aterrada), nos quais entre os

circuitos de uma mesma fase de TPs diferentes é conectado um relé que

checa a variação da tensão. Em condições normais (sem queima de fusíveis),

a tensão no relé 60 é zero. Quando da queima do fusível, a tensão que

aparece no relé é a tensão fase-terra. É utilizado um relé 60 em cada fase. Esta função normalmente retira de operação o regulador de

tensão (AVR) e bloqueia todas as funções de proteção que utilizam

a tensão para operar de maneira a garantir a não falsa operação dos

sistemas, tal como as funções 40, 32, 27, etc.

Recomendações da ANSI C37.102 O guia “Guide for AC Generator Protection” ANSI C37.102-1996

traz prescrições e indicações para as funções aqui apresentadas e outras

que devem também ser consultadas.

[Equação 5] τ = 6.65 minutos



32

O Setor Elétrico / Dezembro de 2010

A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Falando em proteção de cabos, este capítulo abordará

alguns critérios e tipos de proteção contra sobrecargas

e contra curtos-circuitos. Veremos ainda como se

constituem as curvas de curta duração dos cabos, que são

aquelas que se encontram nos catálogos dos fabricantes.

Os cabos fabricados de acordo com as normas brasileiras

e respectivas normas IEC, apresentam como especicação

o valor da relação Uo/U, que representa o quanto o cabo

suporta de sobretensão fase-terra (Uo) e entre fases (U).

As seguintes normas foram utilizadas para a elaboração

deste capítulo:

• CEA P-32-382

• ICEA P-45-482

• NBR-6251

Os principais critérios para proteção de um cabo são:

• Corrente nominal.

• Queda de tensão.

• Proteção contra sobrecargas.

• Proteção contra curto-circuito.

Neste capítulo, serão tratados os dois últimos:

proteção contra sobrecarga e curto-circuito.

Proteção contra sobrecarga Para que o cabo não tenha um envelhecimento

precoce de sua isolação, ele não deve estar sujeito a

temperatura acima da qual é especicada para o tipo de

isolação. Assim, a corrente para pick-up do dispositivo

Em que Icc = Corrente suportada pelo cabo [A]

S = Seção de cabo em mm²

t = tempo de exposição do cabo à corrente [s]

K= Constante que depende do tipo de isolamento –

veja Tabela 1

K= 142 (EPR/XLPE)

K= 114 (PVC)

K = 134 (EPR/XLPE 105 ºC)


Capítulo XII

Proteção de cabos

de proteção deve car, no máximo, igual ao valor de

corrente relativo ao local em que o cabo foi instalado.

Esta corrente pode ser calculada, por exemplo, pelo

software Cymcap (da Cyme do Canadá), o qual permite,

entre outras características, calcular a ampacidade do

cabo para vários tipos de instalação e congurações,

fazendo, inclusive, otimizações de posicionamento.

IPICKUP ≤ ISOBRECARGA-CABO

Proteção contra curto-circuitoNo condutor

Os cabos, segundo as normas, apresentam uma

característica de curto-circuito dada pela equação de I2t a

seguir:

CaboEPR/XLPE 90°

EPR/XLPE 105°

PVC

CondutorCobre

AlumínioCobre

AlumínioCobre

Alumínio

T2

250250250250160160

T2

160160160160160160

Conexão prensadaT1

9090

1051057070

Conexão soldada

T190901051057070

T ABELA 1 – F ATOR K DOS CABOS EM FUNÇÃO DO TIPO DE ISOLAÇÃO

T EMPERATURAS ( GRAUS )

Fator K142931348811474

Fator K

99658757

11474

Os valores de K são obtidos a partir da norma ICEA-

P32.382, como demonstrado nos exemplos a seguir.



33


A p o i o

Figura 1 – Característica de corrente suportada pelos cabos de cobre

EPR 90°/XLPE.

Exemplo 1

Calcule o fator K para um cabo de cobre de isolação EPR (T2 = 250

°C e T1 = 90 °C), utilizando a equação da ICEA P-32-382.

Exemplo 2

Calcule o fator K para um cabo de alumínio de isolação EPR (T2 =

250 °C e T1 = 90 °C), utilizando a equação da ICEA P-32-382.

Curvas térmicas de curta duração do cabo (curvas dedano do cabo)

A partir das equações fornecidas no item “Proteção contra

curto-circuito”, podem-se construir as curvas de curta duração dos

cabos, que são aquelas encontradas nos catálogos dos fabricantes

dos cabos. As Figuras 1, 2, 3 e 4 apresentam as características de

corrente de curta duração para cabos de cobre e de alumínio para

isolação EPR-90°/XLPE e PVC. Nas Figuras 5 e 6, estão as curvas

de danos dos cabos de cobre e de alumínio, respectivamente.

Figura 2 – Característica de corrente suportada pelos cabos de cobre e

isolação de PVC.



34


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 3 – Característica de corrente suportada pelos cabos de alumínio

e EPR 90°/XLPE.

Figura 4 – Característica de corrente suportada pelos cabos de alumínio

e isolação de PVC.

Figura 5 – Curva tempo versus corrente para cabos de cobre com

isolação (a) EPR/XLPE 90 ºC, (b) EPR/XLPE 105 ºC e (c) PVC 70 ºC.

A

BB

C

A



35


A p o i o

Figura 6 – Curva tempo versus corrente para cabos de alumínio com

isolação (a) EPR/XLPE 90 ºC, (b) PR/XLPE 105 ºC e (c) PVC 70 ºC.

C

N A BLINDAGEM

A blindagem dos cabos, segundo a norma ICEA P-45-482,

apresenta uma característica de curto-circuito dada pela fórmula:

Em que Icc = Corrente suportada pela blindagem do cabo [A]S = Seção da blindagem do cabo em mm2

t = Tempo de exposição do cabo à corrente de curto-circuito [s]

K= Constante que depende do tipo de isolamento. Veja Tabela 2.

Exemplo 3

Determinar a seção mínima de um cabo de média tensão (8.7/15 kV),

EPR 90 °C, sabendo-se que ele deve suportar uma corrente de curto-circuito de 21.000 A e o tempo de eliminação da falta é de 1 segundo.

SOLUÇÃO:

Cabo

EPR / XLPE 90°EPR / XLPE 105°

PVC

Condutor

CobreCobreCobre

T2

200200200

T185

10065

T ABELA 2

T EMPERATURAS ( GRAUS )

Fator K

124,2115

136,7

Lembramos que a blindagem não foi projetada para permitir acirculação da corrente de falta e sim distribuir homogeneamente o

campo elétrico no cabo.

E XEMPLO 4

Calcular a corrente de curto-circuito suportada pela blindagem

de um cabo de média tensão, sabendo-se que a isolação é de EPR

90° e a seção da blindagem é de 6,16 mm 2.



36


A p o i o

Proteção

e

selet

ividade SOLUÇÃO

Isso signica que o cabo deste exemplo suporta uma corrente

de 765 A durante 1 s.

E XEMPLO 5

Admitindo que o cabo do exemplo 3 é instalado em um circuito

de um motor em que o relé é instantâneo (0.05 s) e o dispositivo de

manobra é um disjuntor (tinterrupção = 3 ciclos = 0.05 s), calcule

a corrente suportada pela blindagem.

SOLUÇÃO

Coordenação A Figura 7 mostra a característica de corrente de curta duração

do cabo e, para que o cabo não se danique até a proteção operar,

deve haver um intervalo de coordenação que compreenda o

tempo de operação mais o tempo de interrupção do dispositivo de

proteção. Caso queira que o cabo suporte se esta proteção falhar,

deve-se utilizar 600 ms.

até 8.7 kV e 15 kV entre fases, permanentemente.

Quando da seleção desta relação Uo /U, na especicação do

cabo, o critério difere quando aplicamos um cabo em um sistema

solidamente aterrado ou quando aplicamos a um sistema que não

é solidamente aterrado.

Em um sistema solidamente aterrado, a ocorrência de uma falta

à terra, as tensões fase-terra, nas fases sãs, não se alteram, ou seja,tanto antes como depois da falta, serão VFT = VFF /.

O caso extremamente oposto é o do sistema não aterrado

(isolado). Quando ocorre uma falta à terra, a tensão fase-terra

aumenta de nas outras duas fases sãs.

A Tabela 3 sintetiza o comportamento do sistema quando da

ocorrência de uma falta à terra em função do tipo de aterramento.

De modo geral, o valor da tensão fase-terra nas fases sãs

(quando exposto à uma falta à terra) pode ser escrita:

Como pode ser observado na equação anterior, o valor do fator

de sobretensão (FS) varia de 1 (quando o sistema é solidamente

aterrado) até (quando o sistema é isolado).

Se o cabo é construído de acordo com a norma ABNT NBR 6251,

a escolha do valor da relação Uo/U irá depender da categoria em

que o cabo se encontra, ou seja, se existe proteção que identique a

falta à terra e a elimine ou não dentro de um tempo predeterminado.

A norma ABNT NBR 6251 apresenta três categorias a seguir

indicadas.

Categoria A – Curto-circuito fase-terra eliminado em 1 minuto.

Categoria B – Curto-circuito fase-terra eliminado em 1 hora. Se

fabricado como a ABNT NBR 6251, o tempo de eliminação pode

ser de até 8 horas e não deve exceder 120 horas em 12 meses.

Categoria C– Todos os casos que não se enquadram nas categorias anteriores.

A Tabela 4 indica as diretrizes da norma ABNT NBR 6251.

Figura 7 – Coordenação entre a proteção de sobrecorrente e o cabo.

Solidamente Aterrado

Não aterrado

T ABELA 3 – C OMPORTAMENTO DA TENSÃO SOB FALTA FASE-TERRA EM FUNÇÃO DO ATERRAMENTO DO SISTEMA

Tensões Fase-Terra

Aterramento do Sistema Sem falta à terra Com falta à terra

1.23.67.2

12.017.524.030.042.0

T ABELA 4 – ESCOLHA DO VALOR DE UO EM FUNÇÃO DA TENSÃO MÁXIMA DO SISTEMA

E DA CATEGORIA.

Tensão de isolamento em kVTensão máxima operativa em kV

0.61.83.66

8.7121520

CAT A/B (kV)

0.63.66.08.712.015.020.0

-

CAT C (kV)

Ao se dimensionar cabos, deve-se levar em conta que a proteção

principal pode falhar e o cabo deve suportar até a proteção de

backup operar. Os tempos de eliminação utilizados normalmente

variam entre 0.6 e 1.5 segundo. Assim, para efeito de vericação, o intervalo de coordenação

utilizado é da ordem de 300 ms. Entretanto, para o dimensionamento

é mais conservativo utilizar 600 ms para dar tempo para que a

operação de backup opere.

Uo/U de cabos Os cabos fabricados de acordo com as normas brasileiras

(NBRs) e as respectivas normas IEC apresentam como

especicação o valor da relação Uo/U, que representa o quanto

o cabo suporta de sobretensão fase-terra (Uo) e entre fases (U).

Portanto, um cabo de 8.7/15 kV suporta uma tensão fase-terra de



37


A p o i o

É importante notar que:

a) A norma estabelece o valor mínimo, o que não quer dizer que

não se pode colocar um valor superior. O correto é sempre calcular.

b) Como o parâmetro da norma é o tempo, se há um relé que

detecta esta falta à terra em um tempo inferior ao especicado pela

norma, podem-se utilizar os respectivos valores de Uo apresentados

na Tabela 4.

E XEMPLO 6

Dado um sistema de 13.8 kV, em que a corrente de curto-

circuito é de 3922 A e o transformador à montante é aterrado por

resistência de 400 A – 10s, determine o valor do fator de sobretensão

e a tensão fase-terra sob falta à terra.

SOLUÇÃO:

O valor de K é dado por:

O fator de sobretensão será:

A tensão fase-terra do cabo deve ser maior que:

ou não contar com um sistema que desligue adequadamente, poderá

haver a queima do(s) cabo(s).

Como ainda há em muitas literaturas e desenhos a notação do

circular mil (CM), apresentamos a sua denição: 1 CM (circular mil)

equivale a uma área igual à de um círculo com diâmetro de 1 milésimo

de polegada.

*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela EscolaFederal de Engenharia de Itajubá (atualmente Unifei). Trabalhou comoengenheiro de estudos e desenvolveu softwares de curto-circuito,load flow e seletividade na plataforma do AutoCad®. Além disso, temexperiência na área de projetos, engenharia de campo, montagem,manutenção, comissionamento e start up. Em 1995 fundou a empresaEngePower® Engenharia e Comércio Ltda, especializada em engenhariaelétrica, benchmark e em estudos elétricos no Brasil, na qual atualmenteé sócio diretor. O material apresentado nestes fascículos colecionáveis éuma síntese de parte de um livro que está para ser publicado pelo autor,resultado de 30 anos de trabalho.




Um caso típico de problemas com cabos é apresentado no

esquema da Figura 8.

Figura 8 – Problema com cabos em sistemas que paralelam geradores

com a concessionária.

Obtém-se que:

1 – Em condição normal, a concessionária trabalha em paralelo com

o gerador G1.

2 – O aterramento do sistema é provido pelo neutro do TR-1

(aterramento sólido).

3 – Caso a concessionária que fora pela abertura do disjuntor 52-2, o

nível de tensão da barra de paralelismo ca não aterrado.

4 – No caso de curto-circuito fase-terra no nível de tensão da barra de

paralelismo, a tensão nas duas fases sãs do sistema irá subir de .

5 – Na situação descrita no item 4, a tensão fase-terra será igual à tensão

entre fases, ou seja, se o cabo não for corretamente dimensionado



26 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

A utilização de bancos de capacitores em sistemas

elétricos industriais tem crescido ultimamente devido

ao fato de se constituir uma forma simples, prática e

econômica de corrigir o fator de potência. Entretanto, a

sua aplicação necessita de certos cuidados, pois podem

ocorrer alguns “efeitos colaterais”. Alguns cuidados e

atenção devem ser tomados, entre outros, quando se

chaveia um banco. Um disjuntor pode interromper vários

kAs de corrente indutiva, mas suportará uma corrente

capacitiva de apenas algumas centenas de ampères.

Normas e guias

Existem várias normas e guias para a proteção de

capacitores, entre as quais podem ser citadas:

• IEEE Std C37.99-2002 “Guide for protection of shunt

capacitors banks”

• IEEE Std 18-2002 “Shunt Power Capacitors”


Capítulo XIII

Proteção de Bancos

de Capacitores Shunt

Figura 1 – Conexões mais usuais de banco de capacitores.

• IEC 831-1 1988 “Shunt Power Capacitors of the self

healing type for a.c. systems having a rated voltage up

to and including 660 V”

• ABNT NBR 5282 JUN 1998 – “Capacitores de

potência em derivação para sistemas de tensão acima

de 1000 V – Especicação”

Tipos de conexões dos bancos decapacitores Shunt

Os bancos de capacitores shunt trifásicos sãocomumente conectados em uma das seguintes formas:

• Delta

• Estrela não aterrada

• Estrela aterrada

• Dupla estrela não aterrada

• Dupla estrela aterrada

É necessário lembrar que quando os bancos de

capacitores cam com potência acima de 3.100 kVAr, é

prática utilizar as conexões em dupla estrela não aterradae com neutros interligados. Há também a possibilidade

de utilizar os bancos na conguração H.

Ultimamente, encontram-se no mercado fornecedores

de bancos em que os capacitores suportam mais do que

10% de sobretensão. Dessa forma recomenda-se sempre

consultar os respectivos fabricantes dos equipamentos.

Principais proteções de um banco decapacitores

As proteções mais usuais de um banco de

capacitores podem ser resumidas em:



27

• De sobrecorrente para falta na barra e/ou circuito do banco;

• De sobrecorrente para faltas nas unidades do banco;

• De sobretensão permanentes nas unidades restantes devido à

falha de unidades individuais;

• De sobretensão na barra do banco de capacitores;

• De surto de tensão do sistema;

• Descarga de corrente de unidades paralelas;

• De corrente inrush devido ao chaveamento;

• De arcos sobre a estrutura do capacitor;

Corrente inrush Na energização de um banco de capacitores, ocorre um

transitório eletromagnético que se traduz pelo aumento dos valores

de corrente e de frequência. Os valores atingidos nesse transitório

e sua duração dependem do instante em que está passando a

tensão, da capacitância, da indutância do circuito, da carga inicial

do capacitor no instante da energização e dos amortecimentos

promovidos pelas resistências do circuito.

Observações importantes sobre a corrente inrush de banco de

capacitores:

• Quando o banco de capacitores está descarregado, sua

impedância é praticamente nula e assim os valores de corrente

podem atingir valores expressivos.

• Quando existe um banco único na barra, a corrente inrush

deste banco é menor que a corrente de curto-circuito no ponto de

instalação do banco de capacitores.

• Quando um capacitor é chaveado, estando um outro já

energizado na mesma barra (conhecido como chaveamento “back

to back”), as correntes de energização tendem a ser ainda maiores,

considerando que a contribuição de corrente do banco já conectado

na barra é limitada apenas pela indutância dos capacitores e dos

barramentos.

• Quando um banco é chaveado “back to back”, a corrente inrush

poderá exceder o valor da corrente de curto-circuito no ponto onde

está o banco de capacitores.

• Normalmente a corrente inrush máxima suportada por um banco

de capacitores é de 100xIn. Deve-se consultar sempre o fabricante

e também vericar qual a norma de fabricação do capacitor para

certicar este valor.

• A forma de onda não é senoidal e aparece uma onda de alta

frequência sobreposta à senóide da onda de tensão.

• A duração do transitório normalmente varia da ordem de uma

fração de ciclo a alguns ciclos da frequência do sistema.

A Figura 2 apresenta o gráco de uma simulação feita do

chaveamento de um banco de 30 MVAr em 69 kV, através de um

programa de transitórios eletromagnéticos.



28 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 2 – Chaveamento de capacitor de 30 MVAr em 69 kV single na barra.

Corrente = 4074,5 Ap e frequência = 528,8 Hz.

Figura 3 – Chaveamento de capacitor de 30 MVAr em 69 kV back to back,

estando um banco de capacitores também de 30 MVAr já energizado na

barra. Corrente = 9431,8 Ap e frequência = 2341,9 Hz.

Figura 4 – Circuito equivalente de um banco de capacitores sendo

chaveado.

A Figura 3 apresenta o gráco de uma simulação feita, por meio

de um programa de transitórios eletromagnéticos, do chaveamento

de um segundo banco de capacitores de 30 MVAr em 69 kV,

estando já energizado na mesma barra um banco de 30 MVAr.

Do circuito da Figura 4 pode-se dizer que, a partir do

fechamento da chave, uma corrente i(t) irá circular e, pela Lei de

Kirchoff, das tensões pode-se tirar:

Como se pode observar, a solução no domínio do tempo acaba

cando um pouco complexa e o que se faz é passar para o domínio

da frequência através das transformadas de Laplace que transforma

as equações diferenciais em equações algébricas como segue:

Isolando-se o valor da corrente I(s) na Equação 2, tem-se:

Aplicando-se a antitransformada de Laplace, ca:

Chamando-se de:

Aplicando a Equação 5 na 4, tem-se:

Aplicando-se a Equação 5 em 6 e, manipulando, ca:

A frequência de chaveamento do banco simples é dada pela

Equação 5, a qual pode ser expressa em Hz e em µH eµF, conforme

mostrado na Equação 9.

Como pode ser observado nas simulações, o valor da corrente

inicialmente é muito alto, porém o valor cai abruptamente e em

torno de 100 ms praticamente já atingiu o valor de regime.

(a) Valor da corrente inrush

(a1) Chaveamento único (banco singelo)

A Figura 4 mostra o modelo de circuito representativo de um

capacitor singelo sendo chaveado na barra.

Equação 1

Equação 2

Equação 3

Equação 4

Equação 5

Equação 6

Equação 7

Equação 8

Equação 9

Equação 10

Equação 11



30 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

(a2) Chaveamento de mais de um banco na barra (banco

de múltiplos estágios)

Ao chavear um banco (ou um novo estágio de um mesmo

banco), havendo outro já energizado na barra, praticamente, a

única impedância que irá limitar o chaveamento será a impedância

dada pela indutância entre os bancos (visto que esta é muito

menor que a indutância da rede). Dessa maneira, a corrente de

chaveamento que aparece atinge valores elevados. A Figura 5 traz

o circuito representativo desta situação.

A Figura 5(a) mostra o banco sendo chaveado. A Figura 5(b)

mostra a associação equivalente da indutância e a Figura 5(c) é

o equivalente final. Analisando ainda a Figura 5(c), vemos que

corresponde à Figura 4. Logo, a Equação 8 pode ser aplicada, a

qual, na condição de valor máximo, corresponde ao seno igual

a 1, cujo resultado é aplicado à Equação 13.

Os valores de corrente de chaveamento, frequência e os

respectivos tempos de duração do inrush podem ser utilizados

no programa ATP (Alternative Transient Program). As frequências

de chaveamento de banco são da ordem de kHz e a duração dotransitório de chaveamento é de alguns semiciclos da frequência

de chaveamento.

Pontos a serem protegidos Os capacitores, assim como os motores elétricos, constituem

equipamentos muitos sensíveis, como pode ser visto pelas

prescrições normativas de projeto das normas IEEE Std 18 e C37.99.

Os capacitores podem:

• Operar permanentemente com 110% de Vn (incluindo-se

sobretensões harmônicas);

A tabela a seguir apresenta a indutância típica dos bancos

e dos barramentos.

Em que:

kVFF

= Tensão entre fases do banco em kV;

Leq = Indutância equivalente entre os bancos em micro-henries

[µH];

I1, I

2 = Corrente nominal dos bancos já energizado (banco 1) e do

banco chaveado (2) em [A].

A frequência de chaveamento deste banco múltiplo é dada pela

Equação 15.

A Equação 16 expressa a frequência em Hertz e L em µH.

Ao manipular a Equação 13, chega-se então à Equação 14.

Equação 12

Equação 14

Equação 15

Equação 16

Figura 5 – Circuito equivalente do chaveamento de um banco múltiplo

na barra.

Equação 13

T ABELA 1 – INDUTÂNCIA TÍPICA DE BARRAMENTOS E BANCOS

Indutância da barra

[mH/m]

0,70210,7808

0,8399

0,8399

0,8563

0,8563

0,8793

0,935

Indutância típica dos capacitores

[mF]

55

10

10

10

10

10

10

Tensão

[kV]

< 15.538

48.3

72.5

121.0

145.0

169.0

242.0



31 A p o i o

• Operar até 180% de In (incluindo a fundamental e as harmônicas);

• Operar no máximo a 115% kVAr nominal para a fundamental;

• Operar permanentemente com 135% dos kVAr nominais (desde

que não exceda a 110% Vn).

Nota: Deve-se sempre consultar o fabricante para vericar as

condições de suportabilidade do respectivo banco.

(a) Pick up da unidade temporizada

Deve ser escolhido em função da norma em que o capacitor

foi fabricado. Normalmente deve ser ajustado entre 1.2 e 1.35 x In.

Valor sugerido: 1.2. Embora a corrente permissível possa ser maior

(por exemplo 8 x In – ANSI), a limitação é imposta pela potência.

(b) Temporização da unidade

Não deve atuar para a corrente de energização do banco.

Assim, seu ajuste deve car acima do Ponto (Inrush [A]; 0.1 s),

embora, parte das vezes este transitório pode durar menos que 100ms para o valor da corrente inrush.

(c) Pick up da unidade instantânea

Deve ser ajustada para 110% do valor da corrente de

energização.

(d) Resumo dos critérios de proteção

Para proteção de um capacitor ou banco, deve-se prever a

limitação da:

• Sobretensão em 10%;

• Sobrecorrente de 130% a 135% (Conforme norma de fabricação).

Ajustes recomendados:Pick up sobrecorrente: 1,2 x In

Temporização da unidade temporizada: acima do ponto (0.1 s;

Inrush)

Instantâneo: > 1,1 x Inrush

Bancos em dupla estrela Bancos em média e alta tensões normalmente são conectados

em dupla estrela, pois, dessa forma, podem ser utilizados

capacitores de menor isolação, implicando menor custo. A estrela

é normalmente isolada, porém, interligada e, nessa interligação,

é instalado um relé que consegue identicar desequilíbrios decorrente que surgem em função da queima de algum fusível de

alguma “lata” (unidade) de capacitor.

Assim, deve-se promover o ajuste deste relé, montando uma tabela,

excluindo lata por lata (unidade por unidade), de modo que a

tensão que abaixo de 110%, limite máximo normalizado para a

fabricação dos capacitores.



32 A

p o i o

Apresenta-se a seguir as principais equações para banco dupla

estrela.

Tensão remanescente nas unidades restantes do grupo e corrente de desequilíbrio no neutro debancos dupla-estrela

(a) Tensão no restante do grupo

A Equação 17 apresenta o cálculo da sobretensão das unidades

restantes de um grupo.

(b) Corrente de desequilíbrio

A Equação 18 traz o cálculo da corrente de desequilíbrio no neutro

da dupla estrela na saída (queima de fusíveis) de um grupo.

Em que:

P = Número de unidades em paralelo por grupo

S = Número de grupos série por perna

F = Número de fusíveis queimados

(c) Tensão remanescente em cada grupo série com o

grupo em falta A Equação 26 apresenta o cálculo da tensão remanescente em

cada grupo série com o grupo em falta para um banco em dupla

estrela.

(d) Corrente de falta com uma unidade curto-circuitada

Apresenta-se a seguir a Equação 34 para o cálculo corrente de

falta na fase, para um banco em dupla estrela.

Para se determinar a corrente de falta no grupo curto-circuitado,

utiliza-se a Equação 35.

Em que:

IN = Corrente nominal do capacitor.

(e) Número mínimo de unidades por grupo para umasobrentesão de 10%

Na equação seguinte, é determinado o número mínimo de unidades

por grupo para uma sobretensão de 10%.

Equação 17

Equação 18

Equação 26

Equação 25

Equação 21

Equação 20

Equação 24

Equação 23

Equação 22

Equação 19

Equação 27

Equação 28

Equação 29

Equação 30

Equação 31

Equação 32

Equação 33

Equação 34

Equação 35

Equação 39

Equação 38

Equação 37

Equação 36

Proteção

e

selet

ividade



34 A

p o i o

Exemplo 1 Dado um banco de capacitores de 3600 kVAr, instalado em

13.8 kV, em um local em que o nível de curto-circuito é de 8519

A. A característica do banco é apresentada a seguir. Pede-se para

ajustar as proteções do banco.

Conexão: dupla estrela não aterradakVAr de 1 unidade = 200

Número de grupos série por fase (S) = 1

Número de unidades em paralelo por grupo (P) = 3

kVn 1 unidade = 7,967

TC de fase = 400-5 A

TC do neutro da dupla estrela = 15-5 A

Solução

O valor da corrente inrush é calculado como segue:

A duração é 0.1 s. Assim, a temporização do relé deve car

acima deste tempo, ou seja, 0.15 s. Escolhendo uma característica

muito inversa, ca:

A unidade instantânea tem que ser ajustada 10% acima do valor

da corrente inrush:

O cálculo a seguir mostra a sobretensão nas unidades restantes.

Do grupo, quando são retiradas unidades e a corrente de

desequilíbrio no neutro, sabe-se que a sobretensão das unidades

restantes do grupo e a corrente de desequelíbrio no neutro da dupla

estrela são dadas por:

....

....Proteção

e

selet

ividade



35 A p o i o



Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados para oe-mail [email protected]

Com nenhuma unidade retirada (F=0), para P=3 e S=1, ca:

Com uma unidade retirada (F=1), para P=3 e S=1, ca:

A tabela a seguir resume o exposto:

Como se sabe, o banco não deve car submetido mais do que

Ajuste da unidade de trip

Nota: O valor de 0.9 utilizado é para garantir que, mesmo com

subtensão na barra, a proteção irá operar adequadamente.

Com duas unidades retiradas (F=2), para P=3 e S=1, ca:

Nº deunidades

retiradas

0

1

2

3

Tensão nasunidades

restantes (pu)

1,000

1,059

1,125

1,200

Tensão nasunidades restantes

(kVsistema)

7,967

8,436

8,963

9,561

Tensão nasunidades restantes

(pu - kVBanco)

1,000

1,059

1,125

1,200

Corrente noneutro da dupla

estrela (A)

0,00

13,29

28,24

45,18

....

....

....

....

10% de sobretensão. Neste caso, com uma unidade retirada, dá-se

o alarme e, com duas, dá-se o trip.

Ajuste da unidade de alarme



26 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

A proteção eciente de barramentos é um objetivo

importante de ser alcançado, visto que, via de regra,

os barramentos cam na entrada de planta, na entrada

de painéis. Por isso, uma proteção ineciente pode

colocar em risco a integridade de todo o sistema e,

dependendo do tempo disponível para recolocar

o sistema em operação, as consequências quase

sempre têm alto impacto, quer na segurança, quer na

operacionalidade do sistema.

Apresenta-se a seguir uma introdução à proteção

de barramentos.

Função 50 Esta função tem por objetivo eliminar a falta

instantaneamente. Como normalmente os barramentos

estão nas entradas, esta função é raramente utilizada,

pois para falta em uma das saídas, desligam-se todos os

circuitos.

Para diferenciar faltas na barra e nos alimentadores,

lança-se mão da proteção 87B, diferencial de barra,

que opera instantaneamente, desde que a falta esteja

dentro da zona de proteção denida entre os TCs deentrada e de saída.

Relé de sobrecorrente temporizado(Função 51)

Esta função tem o objetivo de eliminar a falta de

forma temporizada. Este tipo de proteção é o mais

utilizado nas plantas industriais.

O ajuste de pick-up deve permitir a circulação da

carga demandada da planta.

A temporização deve ser ajustada de forma a car

seletiva com as proteções situadas a jusante (inclusive


Capítulo XIV

Proteção de barramentos

Figura 1 – Esquema unilar do relé diferencial parcial.

permitir motores partir com a carga da planta em

operação). Em sistemas industriais, é muitas vezes

utilizada a proteção diferencial parcial, a qual é

descrita a seguir.

Relé diferencial parcial Em algumas plantas, em que há “ties” (disjuntores

de interligação) entre barras, pode ser usada a proteção

diferencial parcial, que nada mais é que um relé de

sobrecorrente utilizado para a função diferencial,

porém atua de forma temporizada. O esquema unilarapresentado na Figura 1 ilustra a maneira de se

interligar.

As principais vantagens de se utilizar o esquema de

proteção diferencial parcial são as seguintes:

• Utiliza-se um relé a menos, pois normalmente tem-se

um relé de sobrecorrente no “tie” e outro na entrada.

• Por utilizar um relé a menos, se ganha um intervalo

de coordenação, ou seja, em torno de 300 ms no

tempo da seletividade cronológica.

A principal desvantagem é:• Utilizam-se 3 TCs a mais.



28 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 4 – Esquema unilar do relé diferencial de barra.

pois os valores de corrente ajustados são comumente baixos.

O maior cuidado que se deve ter com esta proteção refere-se aos

erros de TCs, os quais podem operar, devido ao não balanceamento

de correntes, para faltas externas. Dessa forma, um resistor de

estabilização é muitas vezes utilizado e, portanto, sempre devem ser

consultados os respectivos manuais dos fabricantes do relé.

Relé para proteção de arco Em painéis de média e baixa tensão, nos últimos anos, houve um

progresso razoável no nível de proteção, de forma a reduzir a energia

incidente e, consequentemente, acrescer a proteção ao elemento

humano, conjugado à proteção de equipamentos e sistema.

As primeiras pesquisas foram iniciadas com Ralph Lee, na

questão da determinação da energia incidente e avaliação do tipo

de vestimenta aplicado aos trabalhadores que cavam expostos nas

salas elétricas. Entre outros, o NFPA70E e o IEEE Std 1584 atualmente

encerram os novos procedimentos para esses cálculos.

A partir dessas pesquisas, surgiram os relé sensíveis à luz, cujas

captações luminosas podem normalmente ser feitas por bra sensora

ou por sensor pontual. Tais relés também podem ser programados para

operarem somente por luz ou luz e sobrecorrente.

Estes relés se constituem excelente proteção para as pessoas,

equipamentos e sistema, diminuindo o tempo para recolocar o

sistema em marcha (MTTR), o que agrega grande valor operacional.

Dessa forma, os catálogos/manuais dos fabricantes sempre devem ser

consultados para a correta aplicação e ajustes desta proteção.

É recomendado que o sinal de trip do relé diferencial parcial atue

desligando os disjuntores de entrada e interligação e também, num

relé de bloqueio, que em paralelo deve desligar também o disjuntor

de entrada e a interligação. Algumas losoas desligam também

todos os disjuntores de saída da referida barra, principalmente

quando problemas de reaceleração de motores são iminentes.

Diferencial de barra (Função 87B) Esta função tem por objetivo eliminar a falta instantaneamente.

Para diferenciar faltas na barra e nos alimentadores, utilizam-se TCs

na(s) entrada(s) e saída(s) de modo a denir a zona de proteção.

Em síntese, esta proteção utiliza o princípio da Lei de Kirchoff das

correntes, ou seja, a somatória das correntes que entram é igual à

somatória das correntes que saem conforme mostra a Figura 4.

É importante lembrar que como esta proteção deve atuar

independentemente da seletividade, ela normalmente não faz parte

do estudo de seletividade. Os valores de ajuste são denidos apenas

na primeira vez, na implantação do sistema. O máximo que se faz é

vericar se os ajustes estão consistentes, o que normalmente acontece,

Figura 2 – Solução convencional.

Figura 3 – Solução com proteção diferencial parcial







26 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

O objetivo deste capítulo é prover informação

para que se possa efetuar ajustes para a proteção deconversores estáticos e semicondutores.

As normas empregadas para a elaboração deste

capítulo foram:

IEC 146 1973 – Semiconductor Convertors

IEEE Std 444 – 1973 “IEEE Standard Practices

and Requirementes for Thyristor Converters for

Motor Drives”

IEC Duty classes Na prática, é difícil prever o perl diário da carga

para denir o conversor e, mesmo conhecendo operl, ele não pode ser tomado como base para testes

e garantias. Assim, o que se faz é prover valores de

corrente constantes de carga para uma dada duração.

A norma IEC prevê estes ciclos padronizados de


Capítulo XV

Proteção de conversores esemicondutores

I

II

III

IV

V

VI

Duty class

100% continuamente

100% continuamente

150% 1 minuto

100% continuamente

150% 2 minutos

200% 10 segundos

100% continuamente

125% 2 horas

200% 10 segundos

100% continuamente

150% 2 horas

200% 1 minuto

100% continuamente

150% 2 horas

300% 1 minuto

Corrente nominal para conversorese condições de teste (valores em

percentual da corrente nominal DC)

carga, apresentados na Tabela 1, obtida da norma

IEC 146 1973. Esta norma apresenta seis níveis desuportabilidade térmica.

IEEE Duty classes A norma IEEE Std 444 provê estes ciclos

padronizados de carga na Tabela 1 da citada norma,

representado aqui pela Tabela 11.2. Esta norma

apresenta 30 “duty classes”, ou seja, 30 ciclos de

suportabilidade térmica, tanto para longa como para

curta duração.

A Figura 1 mostra um exemplo das curvas tempo

versus corrente de um “duty cycle” típico do IEEE, comos pontos característicos:

A – Ponto de operação nominal

B – Ponto de suportabilidade de longa duração

C – Ponto de suportabilidade de curta duração

D – Ponto de ensaio (teste de curta duração)

Uma vez que a corrente é dada do lado DC, as

Tabelas 3 e 4 apresentam como calcular o valor do

lado AC, conforme a conguração.

CURRENT (PER UNIT)

REPETITIVE SERVICE CURRENT RATING PROFILE, DUTY CLASS S-4

10000

1000

100

10

1.01.0 2.0

A B

C T I M E ( S E C O N D S )

D

3.0

Figura 1 – Exemplo de curva tempo versus corrente,

conforme norma IEEE Std 444 – 1973.

T ABELA 1 – IEC DUTY CLASSES



27 A p o i o

S-1

S-2S-3

S-4

S-5

S-6

S-7

S-8

S-9

S-10

S-20

S-21

S-22

S-23S-24

S-25

S-26

S-28

S-29

S-30

Duty class

1,00

1,001,00

1,00

1,00

0,25

0,25

0,25

0,50

0,25

1,00

1,00

1,00

0,710,71

0,71

0,33

1,00

1,00

1,00

Idc Nominal (Ponto A)

[pu] [pu]

1,00

1,251,25

1,25

1,00

0,25

0,25

0,25

0,25

0,50

0,25

1,00

1,00

0,820,82

0,71

0,33

1,00

1,00

1,00

[minutos]

150

120120

120

60

1

1

2

2

2

150

30

60

120120

30

30

30

150

5

Corrente especicada para

Serviços de Longa Duração(Ponto B)

[pu]

2,25

1,751,75

1,75

1,75

0,50

1,00

0,75

0,75

1,75

2,00

2,50

3,00

1,751,75

3,00

1,50

4,00

4,00

1,50

[segundos]

10

6018

30

30

5

5

30

30

18

60

10

5

185

5

5

5

5

30

Corrente especicada para

Serviços de Curta Duração(Ponto C)

[pu]

2,25

1,751,75

1,75

1,75

0,50

1,00

0,75

0,75

1,75

2,00

2,50

3,00

1,751,75

3,00

1,50

4,00

4,00

1,50

[segundos]

60

18030

60

60

10

10

60

60

30

60

20

10

3010

10

10

10

10

60

Carga Inicial

FL

FLFL

FL

FL

NL

NL

NL

NL

NL

FL

FL

NL

FLFL

FL

NL

FL

FL

FL

Corrente Típica especicada

para Testes Curta-Duração(Não Repetitiva) (Ponto D)

T ABELA 2 – IEEE DUTY CLASSES



28 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

T ABELA 3 – C ORRENTE DO LADO AC EM FUNÇÃO DA CONEXÃO DO TRANSFORMADOR ( CONFORME IEC).

T ABELA 4 – C ORRENTE DO LADO AC EM FUNÇÃO DA CONEXÃO DO TRANSFORMADOR ( CONFORME IEEE).



30 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade Proteção dos conversores

Nos itens 3 e 4, foram apresentados os valores suportáveis

pelos conversores, segundo as normas IEC e IEEE, respectivamente.

A proteção deve permitir a circulação da corrente nominal do

sistema, porém, a curva característica do relé de proteção deve

car abaixo da característica de suportabilidade térmica para o

respectivo conversor, de modo a garantir a sua proteção. Para determinar os valores das correntes do lado AC a partir do

lado DC, as Tabelas 3 e 4 podem ser utilizadas.

Devido à característica necessária à proteção dos

semicondutores, a curva mais adequada para a proteção de fase é

a extremamente inversa.

Deve-se sempre consultar as recomendações dos fabricantes,

tanto para saber a real suportabilidade térmica de cada equipamento

quanto para os valores recomendados de proteção dos respectivos

equipamentos.

Proteção do conjunto Para a proteção do conversor, é preciso utilizar as suportabilidades

térmicas fornecidas pelos fabricantes. Apresenta-se a seguir uma

explanação básica para a proteção do conjunto (transformador +

cabos + inversor). A Figura 2 mostra duas congurações típicas.

Proteção Pelo menos os seguintes quesitos devem ser observados para a

proteção do conjunto:

(a) Permitir a circulação da corrente nominal do inversor;

(b) Proteger termicamente contra sobrecargas do inversor/

transformador/cabos, conforme suas características térmicas de

curta e longa duração;

(c) Permitir a corrente inrush do(s) transformador(es);

(d) Atuar instantaneamente para curto-circuito no primário;

(e) Atuar temporizadamente para curto-circuito no secundário.

A Figura 3 mostra o gráco tempo versus corrente para a

proteção de um sistema de 12 pulsos.

Proteção contra sobrecarga Deve permitir o equipamento (inversor) operar à plena carga e

também permitir as sobrecargas previstas para as suas respectivas

capacidades térmicas (duty cycle).

Proteção para faltas no secundário Deve permitir que a proteção do inversor opere primeiro. Assim, a

proteção primária deve operar de forma temporizada (< 250 ms) para

faltas no secundário.

Proteção para faltas no primário Deve proteger o conjunto para curtos-circuitos no enrolamento

primário do transformador/cabo alimentador do transformador e, assim,

entrar em operação instantaneamente, porém deve permitir a circulação

da corrente inrush, de forma a permitir a sua energização.

Particularidades:

(a) A corrente que circula quando há queima de um diodo/tiristor,

principalmente no caso de um sistema de 24 pulsos, é de difícil

determinação.

(b) Para sistemas de 24 pulsos, ca difícil proteger os quatro

enrolamentos secundários, cuja potência individual é ¼ da potência

total do enrolamento primário, dentro dos critérios do NEC (< 2.5 In).

(c) Para permitir a circulação da corrente inrush e baixar o instantâneo

do primário ao máximo possível, recomenda-se utilizar dois grupos

de ajustes: o primeiro, que deve ser utilizado na etapa da energização

(ajuste instantâneo < corrente de inrush), e o segundo grupo, utilizando

um valor menor de corrente que garanta uma melhor proteção.

*CLÁUDIO MARDEGAN é engenheiro eletricista formado pela Escola Federalde Engenharia de Itajubá (atualmente Unifei). Trabalhou como engenheiro deestudos e desenvolveu softwares de curto-circuito, load ow e seletividade

na plataforma do AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos,engenharia de campo, montagem, manutenção, comissionamento e startup. Em 1995 fundou a empresa EngePower® Engenharia e Comércio Ltda,especializada em engenharia elétrica, benchmark e em estudos elétricos noBrasil, na qual atualmente é sócio diretor. O material apresentado nestesfascículos colecionáveis é uma síntese de parte de um livro que está para ser

publicado pelo autor, resultado de 30 anos de trabalho.




Figura 2 – Topologia típica do conjunto de inversor de frequência e

transformador para (a) 12 pulsos e (b) 24 pulsos.

Figura 3 – Coordenograma típico de proteção de um conjunto

transformador + inversor.



22 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

O objetivo desse capítulo é prover as informações

básicas para que se possa dispor de um sistema deproteção adequado na interface com a concessionária,

em função do tipo de conexão que se irá estabelecer.

No Brasil, até 145 kV, as concessionárias

estabelecem os critérios para conexão. Acima dessa

tensão, além das concessionárias, o Operador Nacional

do Sistema (ONS) é quem prescreve esses critérios.

Apresenta-se a seguir algumas das normas/guias

mais utilizadas para o desenvolvimento deste capítulo.

IEEE Std C37.95™-2002

ANSI/IEEE Std C37.106-1987 Ligação de autoprodutores em paralelo com o

sistema de distribuição da CPFL

Procedimentos de rede do ONS – Módulo 11 –

Proteção e controle

Alimentação de entrada em média tensão Para sistemas industriais supridos exclusivamente

pela concessionária (sem gerador fazendo paralelismo

com a concessionária), a proteção de entrada é

normalmente constituída por um relé com as funções

50/51 para fase e 50/51N para neutro. Algumasconcessionárias ainda exigem uma proteção de terra

sensível.

Ajustes de fase Apresenta-se a seguir uma forma prescrita por

algumas concessionárias, a qual tem um critério muito

coerente, pois, a partir da demanda, determina-se

o valor de pickup de fase, permitindo o consumidor

ultrapassar 9% acima da demanda máxima permitida

(que é igual a 110% da demanda contratada – que

perfaz o ajuste de 1.2) e com fator de potência 0.7


Capítulo XVI

Interface com a concessionária

(que corresponde a 31.4% acima do fator de potência

limite atual que é 0.92), o que permite que a plantaopere mesmo com algum problema nos bancos de

capacitores.

O pickup da unidade temporizada (I>) é ajustado

com base na potência demandada.

No que tange à temporização, o dial de tempo deve

ser escolhido de modo a coordenar com a proteção à

jusante e também deve car abaixo e coordenar com o

relé da concessionária.

A unidade instantânea (I>>) deve ser ajustada com

base (a) na corrente de curto-circuito subtransitória

máxima assimétrica secundária referida ao primário

(maior valor da corrente de curto-circuito secundária

referida ao primário escolhida entre todos os

transformadores supridos na tensão de alimentação da

concessionária) ou (b) na corrente inrush total

Ajustes de terra(a) Neutro sensível

O valor de pickup da unidade de terra sensível

normalmente varia de 3 A a 25 A. Deve car abaixo

do valor de pickup do relé da concessionária.

Recomenda-se tanto para consumidores como para

concessionárias não utilizarem valores muito baixos

(<10 A), pois pode não se obter uma boa precisão dos

TCs nessas regiões de ajuste.

A temporização normalmente é maior que 1

1.2 x Demanda[kW] Demanda[kW] 0.9897 x= =I

>

√3 x kV N x 0.7 kV

N

I = 1.1 x I”CC-ASSIMÉTRICA MAX

ou 1.1 x I”Inrush-Max a que for maior.



23 A p o i o

No que tange à temporização, o dial de tempo deve ser

escolhido de modo a coordenar com a proteção à jusante e também

deve car abaixo e coordenar com o relé da concessionária.

A unidade instantânea ( )deve ser ajustada com base (a) na

corrente de curto-circuito subtransitória máxima assimétrica

secundária referida ao primário (maior valor da corrente de

curto-circuito secundária referida ao primário escolhida entre

todos os transformadores supridos na tensão de alimentação daconcessionária) ou (b) na corrente inrush total.

Ajustes de terra O pickup da unidade temporizada (Io ) é ajustado normalmente

(1.05.a.1.10)2 x ∑KVAVENTILAÇÃOFORÇADA-TRAFOS=I>

√3 x kV N

segundo e deve car abaixo e coordenar com a proteção da

concessionária.

(b) 50/51N

O pickup da unidade temporizada (Io ) é ajustado normalmente

entre 15 A e 120 A. Deve car abaixo do valor de pickup do relé da

concessionária.

A temporização deve:

Permitir a energização do transformador;

Deve car abaixo e coordenar com a proteção da concessionária;

Coordenar com a proteção à jusante (caso a conexão seja

diferente de delta).

Alimentação de entrada em alta/extra tensão Para sistemas industriais supridos exclusivamente pela

concessionária (sem gerador fazendo paralelismo com aconcessionária), a proteção de entrada é normalmente

constituída por um relé com as funções 50/51 para fase e 50/51N

para neutro. Nos casos de linha dupla de entrada (que operem

permanentemente em paralelo, ou seja, sem transferência

automática de linha), pode haver a proteção 67/67N enxergando

a linha, de forma que uma linha não retro-alimente o curto-

circuito na outra linha.

I>> = 1.1 x I”CC-ASSIMÉTRICA MAX

ou 1.1 x I”Inrush-Max a que for maior.

Ajustes de fase O ajuste de pickup da unidade temporizada ( ) é determinado

na soma das potências de ventilação forçada dos transformadores

conectados no nível de tensão de recebimento vezes 1.05 a 1.1.

O pickup da unidade temporizada ( ) na linha é ajustado com

base na potência demandada.



24 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade entre 15 A e 120 A. Deve car abaixo do valor de pickup do relé da

concessionária.

A temporização deve:

Coordenar com a proteção à jusante se a conexão do

transformador permite passagem de corrente de sequência, na

linha, no primário; Permitir a energização do transformador;

Deve car abaixo e coordenar com a proteção da concessionária.

As funções 67/67N (localizada no bay de linha), quando

utilizada, deve ser ajustada em um valor relativamente baixo. A

temporização também pode ser sensível (da ordem de 120 ms).

Valores abaixo desta temporização não são recomendados devido

às correntes inrush de transformadores e/ou banco de capacitores.

Caso a linha possa operar tanto em paralelo como

individualmente, a função 67/67N pode ser habilitada (quando

estiver em paralelo) em um grupo de ajuste e desabilitada (quandoestiver trabalhando individualmente) em outro.

Alimentação de entrada em média tensão e paralelismo de gerador

Para esta condição existem três situações:

Consumidor fazendo paralelismo momentâneo (conhecido tam-

bém como transferência em rampa);

Consumidor fazendo paralelismo permanente com a rede (PPR); Autoprodutor independente.

Consumidor fazendo paralelismo momentâneo com a rede

(transferência em rampa)

Deve-se sempre consultar as normas correspondentes a cada

concessionária.

Consumidor fazendo paralelismo permanente com a rede (PPR)

Deve-se sempre consultar as normas correspondentes a cada

concessionária.

As Figuras 1 e 2 ilustram esquemas típicos de paralelismo degerador com a concessionária.

Figura 1 – Esquema unilar típico para paralelismo com a rede em

média tensão.

Figura 2 – Esquema unilar típico para paralelismo com a rede em baixa

tensão.

32

1

27

3267

62

CARGA

25

UC

G

5051

50N51

32

1

27

3267

62

CARGAS

25

UC

G

5051

50N51



26 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

Figura 3 – Esquema unilar típico para paralelismo como autoprodutor

independente.

É recomendável a instalação de três TPs (grupo de ligação 3) na

barra de cargas prioritária conectados em estrela – aterrada/delta

aberto, quando o gerador é não aterrado ou quando o geradoré conectado na barra prioritária através de transformador com

conexão não aterrada no lado da rede e estrela no lado do gerador.

Isso porque quando se abre o disjuntor de interligação de barras, na

ocorrência de uma falta à terra, pode-se perder a referência de terra

e poderão ocorrer sobretensões que daniquem os equipamentos.

Observações gerais para paralelismo de geradores Apresenta-se a seguir algumas observações gerais, julgadas

importantes na colocação de gerador(es) em paralelo com a rede

de concessionária(s).

(a) Deve-se procurar sempre saber, junto à concessionária, o tempo

de religamento da(s) linha(s) que supre(m) a planta.

(b) É sempre interessante instalar um relé df/dt (ou habilitar a

função), fazendo desligamento no disjuntor de entrada da planta

(ponto de conexão com a concessionária), visto que em caso de

curto-circuito na linha, mesmo com o desligamento do curto-

circuito na subestação da concessionária, caso haja outros

consumidores na linha, o(s) gerador(es) irá(ao) tentar suprir toda

carga conectada na linha impondo uma sobrecarga que pode

danicar a(s) máquina(s). Outra razão que justica a instalação

da proteção df/dt é a rapidez de desligamento, obtendo, assim,

uma boa proteção em caso de religamentos de linha. O ideal,

para se determinar o ajuste da função df/dt, é fazer uma simulação

dinâmica do transitório eletromecânico.

(c) A função 32 é ajustada muitas vezes para operar com 10% do

total da potência de geração. A temporização irá depender, entre

outros fatores, do tempo de religamento da linha; o 32 deve car

abaixo desse valor, caso não se disponha de um relé df/dt, comodescrito no item (b).

(d) A função 67 deve ser ajustada em um valor relativamente baixo.

(e) A função 81 deve ser ajustada de forma que não comprometa

a máquina e abra primeiro o paralelismo com a concessionária. O

ideal, para se determinar o ajuste da função, é fazer uma simulação

dinâmica do transitório eletromecânico.

(f) A função 59N deve ser ajustada normalmente entre 25% e 33%

da tensão secundária do TP (seundário conectado em delta aberto

ou é utilizada a função que calcula a componente de sequência

zero via rmware). É importante vericar se curtos-circuitos fase-

terra distantes (em ramais de derivação, por exemplo) não irãocausar o desligamento indevido dessa proteção. Caso isso ocorra,

deve-se procurar um novo valor que atenda. Caso não se consiga, a

alternativa consiste em fazer uma coordenação cronológica dessa

proteção. Para se determinar os valores da tensão de sequência zero

no caso de faltas à terra, recomenda-se a simulação do módulo

“Unbalanced” do PTW ou outro software similar que calcule faltas

desequilibradas.

Apresenta-se a seguir os dados mais relevantes normalmente

utilizados para se fazer um estudo de transitórios eletromecânicos

para se determinar o comportamento da máquina e do sistemadiante das contingências (como perda de carga, degrau de carga,

perda de geração, desligamento de linha, partida de motor, curto-

circuito, etc.).

Dados do sistema

Esquema unilar do sistema concessionário

Circuito de sequência positiva, negativa e zero do sistema

concessionário

Dados do(s) transformador(es): potência, Z%, conexão,

aterramento, tensões)

Esquema unilar simplicado do sistema interno da planta

Dados das cargas

Montante de cargas de impedância constante

Montante de cargas de corrente constante

Variação da carga com a frequência

Dados dos geradores (data sheet)

Potência aparente (kVA)

Tensão nominal (kV)

Fator de potência

Frequência (Hz)

Autoprodutor independente Deve-se sempre consultar as normas correspondentes de cada

concessionária. Entretanto, apresenta-se a seguir um esquema de

proteção típico.



28 A

p o i o

Rotação (RPM)

Classe de isolamento

Resistência do enrolamento de armadura – Ra

Reatância das máquinas (subtransitória de eixo direto – X"d,

transitória de eixo direto – X’d, síncrona de eixo direto – Xd,

dispersão da armadura – Xl, transitória de eixo em quadratura - X’q,

síncrona de eixo em quadratura – Xq, sequência negativa – X2,sequência zero – Xo)

Constantes de tempo das máquinas (subtransitória de eixo direto

em circuito aberto – T"do, transitória de eixo direto em circuito

aberto – T'do, subtransitória de eixo em quadratura em circuito

aberto – T"qo, transitória de eixo em quadratura em circuito aberto

– T'qo)

Constante de inércia do gerador – H

Constante de inércia da turbina – Ht

Constante de amortecimento D (pu)

Tipo e característica do aterramento do gerador

Curva de capabilidade do gerador Característica de circuito aberto do gerador

Característica de curto-circuito do gerador

Para os AVRs (reguladores automático de tensão)/excitação:

fornecer o diagrama de blocos no domínio da frequência que

seja o modelo matemático com as funções de transferência

representativas das malhas de controle do AVR, com os respectivos

ganhos, constantes de tempo e limitadores.

Para os reguladores de velocidade (governors): fornecer o

diagrama de blocos no domínio da frequência, que seja o modelo

matemático com as funções de transferência representativas das

malhas de controle do governor, com os respectivos ganhos,

constantes de tempo, limitadores e constante de inércia da turbina.

Para os PSS (Power Systems Stabilizer): fornecer o diagrama de

blocos, no domínio da frequência, que seja o modelo matemáticocom as funções de transferência representativas das malhas de

controle do PSS, com os respectivos ganhos, constantes de tempo

e limitadores.

Tipo de máquina primária (hidráulica, vapor, diesel, gás, eólica).

Rejeição de cargas e sistema ERAC

(a) Generalidades

Um sistema de Rejeição de Cargas (em inglês “Load Shedding”),

também conhecido como Descarte de Cargas, é utilizado sempre

em que há um décit de geração em relação à carga demandadae tem por objetivo restabelecer o equilíbrio eletromecânico de

energia do sistema.

Assim, normalmente são denidos níveis de prioridades para se

fazer o descarte de cargas do sistema elétrico.

A escolha das cargas a serem descartadas depende de uma

série de fatores:

Importância da carga no processo

Proteção

e

selet

ividade



30 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade Tempo para o processo retomar marcha após o desligamento

Montante de carga

(b) Equação de balanço eletromecânico

A denição de energia cinética é:

Equação 1

Por denição, a constante de inércia é dada por:

A plicando-se a equação 5 na 6, tem-se:

E C = I.ω212

Equação 3E C = I.ω

1

2

Equação 5E C = 180M.f ⇔ E

C = Mπ.f

Equação 2M = I.ω ⇒ (quantidade de movimento)

Equação 4ω = 2.π.f = 360.f ⇒ ( graus elétricos)

Equação 7

P a = T

a.ω = I.ω.a = M.a = M

d2θ

dt2

Equação 13+ ωo = 2.π.f d δ

dt

Equação 14

Equação 15

= 2.π.d 2δ

dt 2

df

dt

T a.f

o

2H=

Equação 16

Equação 17

2H

f o

T m - T

e = T

a( T

m - T

e)⇒

df

dt

df

dt

f o

2H= x

T a

Carga a - Geração - Restante

Geração - Restante=

df

dt

T a = = T

m - T

e

H

π.f o

d2δ

dt2

Equação 6E

C

SH =

M = =S.H.

180.f

S.H.

π.f

A potência acelerante (Pa) de um gerador é escrita como

apresentada na equação 8.

Como a velocidade do gerador é dada pela equação a seguir:

Em que:

ωo = Velocidade síncrona

f = frequência instantânea

Derivando-se a equação anterior, no tempo, chega-se a:

A equação de balanço eletromecânico é dada pela equação 16.

O torque acelerante/desacelerante em pu pode ser expresso por:

Figura 4 – Taxa de variação da frequência de gerador com H = 5 e

potência desacelerante constante.

Em que:

df/dt = Taxa de variação da frequência em Hz/s

Ta = Torque acelerante em puf o = Frequência nominal do sistema em Hz

H = Constante de inércia do sistema em s

Apresenta-se nas Figuras 4 e 5 a taxa de decaimento da

frequência de geradores com H = 5 e H = 3, respectivamente,

admitindo-se a taxa de decaimento constante, ou seja, potência

acelerante constante e independente da frequência.

EQUAÇÃO DE BALANÇO

Em que:

Pa = Potência acelerante

Pm = Potência mecânica

Pe = Potência elétrica

Ta = Torque acelerante

Equação 8Pa = Pm – Pe = Ta.ω

Equação 9

Equação 10

Equação 11

Equação 12

Ta = Tm – Te

Em que:

Ta = Torque acelerante

Tm = Torque mecânico da carga

Te = Torque elétrico do gerador

θ = δ + ω.t



31 A p o i o

H = x 10 -3E

C

kVAEquação 18

Cabe aqui apresentar algumas considerações sobre constantes

de inércia de geradores.

Considerações sobre a constante de inércia (H) A constante de inércia H é denida como sendo a relação entre

a energia cinética e a potência aparente, ou seja:

Figura 5 – Taxa de variação da frequência de gerador com H = 3 e

potência desacelerante constante.

Cabe aqui apresentar algumas considerações sobre constantes

de inércia de geradores.

Chamando o peso de W e a aceleração da gravidade de g, pode-se

dizer que m = W/g. Substituindo na equação anterior tem-se:

Comparando-se as duas últimas equações, podemos concluir que

a inércia é dada por:

Nas literaturas americanas costuma-se designar Wr2 como Wk2.

Equação 19E C = mv 2

1

2

Equação 22E C = mr 2 . ω2

1

2

Equação 23E C = . I. ω2

1

2

Equação 24I =Wr 2

g

Equação 25I =Wk 2

g

Equação 20E C = m.(ω.r)2

1

2

Equação 21E C = mr 2 .ω2

1

2



32 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade Assim, os valores de inércia são referidos ao raio da massa girante.

Aplicando-se o mesmo conceito e tomando-se como referência o

diâmetro da massa girante, chamando-se o peso de P e o diâmetro de

D e aplicando-se o conceito na equação 19, tem-se:

Fazendo-se analogia pode-se dizer que a inércia é dada por:

Na linguagem prática, chama-se PD2 de GD2. Assim, a equação

anterior ca:

Comparando-se as equações 25 com a 28, pode-se chegar àseguinte conclusão:

A constante de inércia H tem como dimensão [s] (segundo), porém

na prática expressa-se em [kW . s / kVA] e pode ser calculada por uma

das equações seguintes.

Em que:

H1, H2, ...HN = Constante de inércia de cada unidade geradora.

S1, S2, ...SN = Potência nominal de cada unidade geradora.

Quando existem várias unidades geradoras, pode-se calcular a

constante de inércia equivalente pela equação 34 a seguir.

Assim, pode-se dizer que:

E C = .ω2

PD2

4g

1

2Equação 26

I =PD2

4g Equação 27

I =GD2

4g Equação 28

=GD4

4g

Wk 2

g Equação 29

=GD2

4g Wk 2 Equação 30

=GD2

4g Wk 2 Equação 30

Equação 31GD2 (kgm2) . RPM2

kVAH = 1.37077884 .10-6[ ]kW.s

kVA

Equação 32Wk 2 (kgm2) . RPM2

kVAH = 5.4831136 .10-6[ ]kW.s

kVA

Equação 33

Wk 2 (Ib.ft 2) . RPM2

kVA

H = 0.231 .10-6[ ]kW.s

kVA

Equação 34S

1

SB

S2

SB

SN

SB

H = H1. +H

2 . +.......H

N.

Exemplo 1

Considere um sistema com três geradores, idênticos, cada um

fornecendo 1 pu de potência, a uma carga de 3pu, em regime,

conforme a Figura 6. Na ocorrência da contingência da perda de

um gerador, avalie o comportamento da frequência, admitindo que

nem o gerador, nem a carga variam seus torques com a frequência.

A contante de inércia individual de cada máquina é de H = 5 e osamortecimentos do gerador DG = 1 e da carga DL = 1.5.

Solução:

Da equação 15, tem-se:

Que pode ser reescrita, como segue:

O valor da sobrecarga será:

Como a carga é maior que a geração, o torque é desacelerante.

O valor da frequência no tempo será dado por:

Figura 6 – Esquema unilar do exemplo 1.

Figura 7 – Taxa de decaimento do exemplo 1.

df

dt =

T a.f

o

2H

∆f ∆f t ≈. .= T a.f o2H

T a.f o2H

∆f t t 3.0.t ≈ . = - = -0.5.60

2.5

T a.f

o

2H

3-2

2=T

a

Carga a - Geração - Restante

Geração - Restante=

f = 60 – 3 t

SB = S1 + S2+......+SN Equação 35



34 A

p o i o

(c) Característica da variação de torque da carga e geração com

a frequência

Esta metodologia é relativamente simples e permite se

fazer uma avaliação preliminar de boa aproximação, dando um

sentimento físico muito bom, o que é de extrema importância para

o engenheiro de sistema.

Modelagem do torque da carga

Para considerar que a carga irá variar, em certo grau, com a

frequência, a equação 36 expressa o fato.

Em que:

PL = Potência da carga em pu

K = Constante

F = Frequência

DL = Fator de amortecimento da carga que é função de como a

carga é composta

O torque em pu é dado por:

Em que:

f’ = ∆f/f = mudança pu da frequência

DL = Fator de amortecimento da carga que é função de como a

carga é composta

TLo = Torque inicial da carga em pu

Modelagem do torque do gerador

O torque no gerador varia inversamente com a frequência. A

equação 46 expressa o fato.

Para pequenas variações na frequência, pode-se escrever:

Substituindo-se as equações 45 e 47 na 48, obtém-se:

Resolvendo a equação diferencial 52, obtemos:

Em que:

f’ = ∆f/f = mudança pu da frequência

DT

= Fator de amortecimento total

Ta = Torque acelerante em pu na base da geração restante

H = Constante de inércia do sistema

Lembrando que f’ é a taxa de variação da frequência em pu.

Para se obter o valor da frequência em Hz, devemos multiplicar pela

frequência base (no Brasil 60 Hz). Para se determinar a frequência

atual, o valor será dado por:

Fazendo-se:

PL = k.f DL Equação 36

Equação 37f DL

f T

L = k.

Equação 38T L = k.f DL-1

Equação 40∆T L = (D

L - 1).k.f DL-2 . ∆f

Equação 39= (DL - 1).k.f DL-2

dT L

df

Equação 41T L + ∆T

L= k.f DL-1 + (D

L - 1).k.f DL-2. ∆f


L= T

Lo[1+ (D

L - 1)f']


L= k.f DL-2 [ f + (D

L - 1). ∆f ]

Equação 44T Lo

= k.f DL-1


L=

k.f DL-1

f [ f + (D

L - 1). ∆f ]

Utilizando-se o mesmo procedimento realizado para se obter a

variação de torque com a frequência de carga, obtém-se:

Em que:f’ = ∆f/f = mudança pu da frequência

TGo = Torque inicial do gerador em pu

Variação da frequência no tempo

Tomando-se como base a equação 16 pode-se escrever:

Equação 46TG = k.f-1

TG = TGO.(1-F') Equação 47

TA = TG - TL = 2Hdf'

df Equação 48

Equação 49df'

df 2H = TGo . (1 - f ') - TLo [ 1 + (DL - 1) . f ']

df'

df Equação 502H = TGo - TLo - [ TGo + TLo (DL - 1) ] . f '

Equação 52df'

df 2H + DT . f ' = TGo - TLo = Ta

Equação 51DT = TGo + TLo (DL - 1)

Equação 53T

a

DT

f ' = . 1- eDT

2H – t

ƒATUAL = ƒBASE + ∆ ƒ = ƒBASE + ƒ'. ƒBASE

ƒATUAL = (1+ ƒ') . ƒBASE

Equação 54

Proteção

e

selet

ividade



35 A p o i o

A equação da frequência será dada por:

A partir da equação anterior, é possível descobrir o valor para o

qual a frequência deverá tender. Para t = ∞, obtém-se:

f = 60 – 7.5 = 52.5 Hz

Ainda a partir da equação de f = f(t), pode-se montar uma tabela

t x f e a partir desta tabela construir a curva mostrada na Figura 8.

Notas importantes

Consultar sempre o limite de frequência suportado pela turbina.

O ideal é sempre simular a rejeição de cargas com um software

de estabilidade transitória.

Atualmente, além da rejeição de cargas convencional (a relés),

existem os sistemas de rejeição de cargas inteligentes, os quaisdenem e mudam os montantes de carga a serem rejeitados e

as prioridades de rejeição em função dos parâmetros reais

medidos no sistema e as respectivas condições operacionais. É

importante lembrar que nessas situações os softwares utilizados

não devem ter um tempo muito elevado de processamento para

não degradarem a frequência do sistema.

Exemplo 2

Determine a curva característica de decaimento da

frequência com o tempo para um sistema em que o torque

inicial do gerador seja 1 pu, da carga 1.2 pu, H = 4 s, constantede amortecimento do gerador DG = 1.0, amortecimento da

carga DL = 1.5.

Solução

O torque acelerante é dado por:

Ta = TG – TL = 1.0-1.2 =

T a

DT

-0.2

1.6f ' = . 1- e = . 1- e = -0.125.e -0.2t

DT

2H – t

1.6

2.8 – t

ƒ = (1+ ƒ′) . ƒBASE = (1- 0.125.e -0.2t) . 60

ƒ= (60 - 7.5.e-0.2t )

Ta =-0.2 p u

O fator de amortecimento global é de:

DT = (TGo + (DL – 1) TLo) = (1.0 + (1.5 – 1) 1.2)

DT = 1.6

A equação que resume a taxa de decaimento com a frequência é:



36 A

p o i o

Figura 8 – Taxa de variação da frequência com o tempo do exemplo 2.

A partir das equações apresentadas também podem ser

simulados descartes de carga (rejeição de cargas).

(d) Relé de frequência E df/dt

Como já estudado neste fascículo, os relés de frequência podem

ser utilizados em sistemas que possuem geração em paralelo com a

concessionária, entre outras, com as principais nalidades:

Comandar rejeições de carga convencionais;

Proteção do sistema de paralelismo no caso de religamentos;

Proteção de geradores contra sobrecarga.

(e) ERAC

O ERAC é a sigla que designa o Esquema Regional de Alívio

de Carga prescrito pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

Visto que o ONS pode alterar os valores das tabelas

apresentadas a seguir, recomenda-se consultar o site do

Operador antes de iniciar qualquer ajuste.

Os valores a serem implementados em cada região são

evidenciados a seguir. Nas tabelas 1 (a) a 1 (e) são apresentadas

as tabelas que indicam as contribuições de descarte de carga

que cada consumidor da rede básica deve dar no caso de

subfrequência no sistema.

Estágio

1º

2º

3º

4º

5º

Taxa de Freq

(Hz/s)

0,7

1

1,1

1,6

1,7

2,2

2,3

3,2

Carga

Rejeitada (%)

5,5

7,5

11

8

8

Temporização

(s)

10

12

20

-

-

Ajuste

(Hz)

58,3

58

58

-

-

Ajuste

(Hz)

56,5

56

55,8

55,5

55,2

Região NORDESTE exceto Área Oeste

Estágio

1º

2º

3º

Taxa de Freq

(Hz/s)

1.5

2.5

3.5

Carga Rejeitada

(%)

33-LC1

33-LC2

33-LC3

Freq Abs.

(Hz)

57

56.5

56

Carga Rejeitada

(%)

21

-

-

Freq Abs.

(Hz)

57.4

-

-

Região NORTE

Carga Eletronorte (ALBRÁS E ALUMAR CELPA e CEMAR

T ABEL A 1 – PERCENTUAL DAS CARGAS A SEREM REJEITADAS EM FUNÇÃO DA FREQUÊNCIA PARA AS REGIÕES ( A ) SUDESTE , ( B ) SUL , ( C ) NORTE , ( D )

NORDESTE E ( E ) NORTE.

Estágio

1º

2º

3º

4º

5º

Ajuste (Hz)

58,5

58,2

57,9

57,6

57,3

Carga Rejeitada (%)

7.5

7.5

10

15

15

Região SUL

Estágio

1º

2º

3º

4º

5º

Ajuste (Hz)

58,5

58,2

57,9

57,7

57,5

Carga Rejeitada (%)

7

7

7

7

7

Região SUDESTE / CO

Estágio

1º

2º

3º

4º

5º

Ajuste (Hz)

57,8

57,1

56,5

55,5

55,2

Carga Rejeitada (%)

5.5

7.5

11

8

8

Área OESTE da Região NORDESTE


na plataforma do AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos,engenharia de campo, montagem, manutenção, comissionamento e startup. Em 1995 fundou a empresa EngePower® Engenharia e Comércio Ltda,especializada em engenharia elétrica, benchmark e em estudos elétricos noBrasil, na qual atualmente é sócio diretor. O material apresentado nestesfascículos colecionáveis é uma síntese de parte de um livro que está para ser





Proteção

e

selet

ividade



30 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade

O objetivo maior de um estudo de seletividade é

determinar os ajustes dos dispositivos de proteção, de

forma que, na ocorrência de um curto-circuito, opere

apenas o dispositivo mais próximo da falta, isolando

a menor porção do sistema elétrico, no menor tempo

possível e ainda protegendo os equipamentos e o

sistema. Historicamente, a seletividade apareceu no

começo da década de 1950.

A folha de seletividade Para que se possa fazer um estudo de seletividade,

é importante primeiro conhecer a folha de vericação

gráca de seletividade (em inglês conhecida como

TCC – Time Current Curves).

A seletividade é feita em um papel em escala

bilogaritmica, em que são plotadas as curvas para a


Capítulo XVII

A seletividade

Figura 1 – Escala bilogarítmica utilizada em folhas de seletividade.

vericação gráca. A escala de tempo vai usualmente

de 0.1 s a 1000 s.

A escala de corrente vai normalmente de 0.5 A a

10000 A, podendo ainda ser multiplicada por 10 ou por

100. Assim, nas folhas, os espaçamentos (1 a 10, 10 a

100, 100 a 1000 e 1000 a 10000) se repetem na forma

de décadas. O espaçamento de cada década é xo,

ou seja, a distância entre 1 e 10 é a mesma daquela

entre 10 e 100, 15 e 150, 200 e 2000, etc.). A Figura1 apresenta um “pedaço” da folha de seletividade

mostrando os espaçamentos normalmente anotados.

Mesmo dispondo-se de um software para a

elaboração das folhas de seletividade, saber trabalhar

com a escala bilogarítmica é imprescindível, pois,

muitas vezes, é necessário levantar as curvas fornecidas

pelos fabricantes.

Para manipular a escala logarítmica, necessitamos

conhecer duas equações: a primeira nos informa a

distância d(mm) de um determinado ponto a partir

do início de sua década correspondente e a segundafornece o valor que corresponde àquela distância na

escala. Veja as equações:

Exemplo 1

Ao receber uma curva de um fabricante, mediu-se

log 10 10 → D (mm)

log 10 10 → d (mm)

d (mm) = D. log 10

N, ou

N = 10d

D

Equação 1

Equação 2



31 A p o i o

Figura 2 – Escala bilogarítmica utilizada em folhas de seletividade.

a década de corrente e obteve-se 56 mm (D). Identicado um ponto

na escala de corrente que está à 10 mm (d) de distância do início da

década 100, qual é o valor da corrente?

N = 10(10/56)= 1.5086 A.

Como a medição inicia-se na década de 100, o valor real dacorrente será:

I = N x 100 = 150.86 A

Seletividade amperimétrica A seletividade amperimétrica é aquela que é utilizada quando

existe uma impedância muito grande entre os pontos em que se

está fazendo a seletividade. Neste caso, a corrente de falta vista

pelo dispositivo de proteção à montante é muito maior que aquela

vista pelo dispositivo de proteção instalado à jusante. Enquadram-se

aqui os dispositivos instantâneos instalados no primário detransformadores.

Seletividade cronológica A seletividade cronológica é aquela realizada aplicando

intervalos de tempo entre os dispositivos de proteção situados à

jusante e à montante, de forma que se garanta que eles irão operar

de forma seletiva e coordenada.

Seletividade lógica A seletividade lógica é aplicada por meio de relés digitais que

permitem que as unidades situadas mais próximas da falta possam

eliminá-la em um tempo muito pequeno, normalmente entre 50 ms

e 100 ms como mostra a Figura 2.

Em alguns casos não é possível utilizar temporizações entre

50 ms e 100 ms, uma vez que podem existir fusíveis à jusantee, assim, deve-se permitir que eles operem antes e o tempo total

para extinção do arco pode chegar até a ordem de 200 ms. Assim,

quando ocorre este fato, o ajuste da unidade de sobrecorrente do

relé deve ser de 250 ms. Neste caso, a temporização dos relés à

montante será de 100 ms.



32 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade A explicação da losoa da Figura 2 é a seguinte:

(a) As funções I>> são denidas para não dar trip por pick up.

(b) Para um curto-circuito no ponto A, todos os relés 1, 2 e 3

enxergam a falta.

(c) A unidade I>> é então ativada e envia o bloqueio (função ANSI

68) para a unidade t>> do dispositivo imediatamente à montante.

(d) Todos os relés 1, 2 e 3 iniciam a contagem do tempo, porém,apenas o relé 1 opera, visto que os demais estão bloqueados,

embora já estejam operados.

(e) A função t>> do relé deve operar o disjuntor correspondente,

no caso, o 52-1.

(f) Após contado o tempo ajustado em CBF (Circuit Breaker Failure

– normalmente em torno de 200 ms), se o disjuntor 52-1 não abriu,

o bloqueio de t>> do relé 1 é retirado, habilitando a função t>> a

atuar e enviar o sinal de trip sem retardo ao disjuntor 52-2, visto

que o relé já estava operado.

(g) Caso o disjuntor 52-2 falhe, a situação descrita em (f) se repete,

agora para o disjuntor 52-3.

Algumas práticas para um bom projeto deseletividade lógica

As seguintes práticas são fundamentais para um bom projeto de

seletividade lógica:

Ajustar o pick-up dos relés da seletividade lógica acima da

somatória de corrente de carga mais a corrente de partida do maior

motor da barra.


corrente de contribuição para o curto-circuito dos motores quecam à jusante do relé, no nível de tensão do motor e vericar

também o valor no primário do transformador.


corrente inrush dos transformadores.

Habilitar as funções de sobrecorrente utilizadas na seletividade

lógica com característica de tempo denido.

Utilizar o pick-up da unidade temporizada (I>>) para bloquear a

função t>> da proteção à montante.

Utilizar a temporização (t>>) para desligar o disjuntor mais

próximo da falta.

Utilizar o “breaker failure” para retirar o bloqueio do relécorrespondente.

Utilizar todos os contatos dos relés de saída vinculados à

seletividade lógica com selamento ajustado para “unlatched”.

Quando os relés não permitem a programação do desligamento

pelo pick-up e pela temporização, constitui-se um bom

procedimento para que se possa fazer seletividade lógica, utilizar

relés com três unidades de sobrecorrente de fase e três de terra, pois

assim utiliza-se uma unidade para a seletividade convencional,

uma unidade para bloqueio e outra para trip. Quando não for

possível, é interessante que o relé possua “break failure”.

Utilizar as funções I> e t> para fazer a seletividade convencional,

bem como I>>>, quando disponível.

Quando se faz seletividade entre primário e secundário de

transformador e os níveis de curto-circuito cam muito próximos,

utilizar um tempo de seletividade lógica menor (50 ms, por

exemplo), pois, neste caso, a corrente de falta ainda conterá

assimetria e, normalmente, o X/R do primário é maior que o do

secundário e, assim, as correntes que cada dispositivo enxergará noinstante de falta será diferente.

Seletividade convencional A seletividade convencional consiste da aplicação dos recursos

da seletividade cronológica e/ou da amperimétrica.

Escolha da característica do relé de sobrecorrente

A escolha da característica de um relé de sobrecorrente envolve

uma análise, na qual se deve observar, no mínimo, o seguinte:

Se a proteção é de fase; Se a proteção é de terra;

Quando envolve transformador, a sua conexão;

A característica dos dispositivos de proteção (fusíveis, relés,

disjuntores de BT) que estão à jusante;

Os equipamentos que estão sendo protegidos (I2t).

Característica de tempo denido

(a) Proteção de fase - Os relés de tempo denidos preferencialmente

não devem ser utilizados para proteção temporizada de fase em

todos os níveis, uma vez que, em um sistema elétrico, a proteção

se inicia na carga e, como envolve muitas outras proteções atéchegar à entrada (vários níveis), é preciso existir certo intervalo de

coordenação entre elas. Se houver mais de três níveis, chega-se

com tempos superiores a 1 segundo na entrada, o que não é um

bom procedimento.

(b) Proteção de terra - Para proteção de terra, em sistemas industriais,

a característica de tempo denido é excelente, considerando que:

A maior parte dos transformadores em sistemas industriais tem

conexão triângulo-estrela.

Normalmente, a cada delta de transformador, um novo sistema deproteção de terra se inicia e o problema relatado para a proteção de

fase (item (a)) não se aplica.

Tendo em vista que faltas por arco, que são extremamente

destrutivas, podem atingir valores que normalmente variam entre

20% e 100% da falta franca, com a utilização do relé de tempo

denido obtém-se um tempo xo e praticamente independente da

corrente dentro desta faixa.

Característica de tempo inverso

(a) Proteção de fase - Os relés com característica extremamente

inversa são muito rápidos para faltas elevadas e muito lentos para



34 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade faltas de baixo valor ou sobrecargas. Coordenam muito bem com

fusíveis e com o I2t dos equipamentos.

Os relés com característica normal inversa são muito lentos para

faltas elevadas e rápidos para faltas de baixo valor ou sobrecargas.

Não coordenam adequadamente com fusíveis/elos e com o I2t dos

equipamentos.

Os relés com característica muito inversa apresentam atuaçãoadequada para faltas elevadas e razoável para faltas de baixo valor

ou sobrecargas. Coordenam bem com fusíveis e com o I2t dos

equipamentos.

Assim, a característica muito inversa se constitui uma alternativa

atrativa para a proteção de sistemas elétricos industriais.

(b) Proteção de terra - Para a proteção de terra, entre os relés de

tempo inverso o que apresenta mais vantagens é o normal inverso,

porém o de tempo denido é ainda melhor.

Intervalos de coordenação Chama-se intervalo de coordenação o intervalo de tempo que

garante que a proteção mais próxima da falta irá operar primeiro e

que a proteção situada imediatamente à montante não irá operar, a

menos que a proteção mais próxima falhe.

Com o advento das caixas de calibração de relés, que garantiam

o tempo de operação dos relés, pode-se baixar o valor do intervalo

de coordenação, como segue:

Coordenação entre relés de sobrecorrente em série

Tempo de interrupção do disjuntor (8 ciclos) ................ 133 ms

Tolerância do fabricante/erro/overtravel........................100 msFator de segurança...........................................................67 ms

Intervalo de coordenação 300 ms

Para relés estáticos, o overtravel é substituído pelo overshoot

e este tempo é reduzido para 50 ms. Assim, pode-se obter um

intervalo de coordenação de 0.25 s.

A Tabela 1 traz os valores praticados de intervalos de

coordenação.

Importante:

Os relés de entrada de painéis devem ser ajustados no máximo

em 1 segundo, procurando não passar este valor, pois todos os

Relé Estático

Relé Eletromecânico

Disjuntor BT

Fusível

0.25 s

0.30 s

0.20 s

0.20 s

0.30 s

0.30 s

0.30 s

0.30 s

0.20 s

0.20 s

Nota 1

Nota 3

0.20 s

0.20 s

Nota 2

Nota 4

T ABELA 1 – V ALORES DE INTERVALO DE COORDENAÇÃO PRATICADOS

INTERVALOS DE COORDENAÇÃO

Dispositivo à Montante

Dispositivo à Jusante

Relé Estático Relé Eletromecânico Disjuntor BT Fusível

Notas:

1 - Basta a parte inferior da curva do disjuntor a montante car acima do à jusante.

2 - Basta a parte inferior da curva do disjuntor car acima da curva de tempo máximo de fusão.

3 - Basta a curva tempo mínimo de fusão car acima da parte superior da curva do disjuntor.

4 - É necessário que o I2t do fusível a jusante seja menor que o do situado a montante.

equipamentos são dimensionados para a corrente de curto-circuito

durante 1 segundo.

Seletividade lógica

- Entre dispositivos que se comunicam na seletividade lógica -

0.050 s

- Entre dispositivos que não se comunicam na seletividadelógica - tdj + ∆tc

Em que: tdj - Tempo do dispositivo à jusante

∆tc - Intervalo de coordenação (0.050 s)

Conceito de maior saída

Este conceito é importante para entender como coordenar um

dispositivo à montante com outro à jusante.

(a) Elementos em série

O exemplo a seguir ilustra o conceito:

Dado o sistema apresentado na Figura 3, com qual dispositivo orelé 3 tem de ser seletivo, com o 1 ou com o 2?

Solução:

Para a análise, deve-se “olhar” o gráfico tempo versus

corrente.

Falta no ponto A:

Pelo gráfico t x I, uma falta no ponto A, o relé 2 tira primeiro.

Falta no ponto B:

Pelo gráfico t x I, uma falta no ponto B, só o relé 2 “enxerga”

e tira primeiro.

Conclusão:

O relé 3 deve ser seletivo com o relé 2. Mesmo havendo

um erro de ajuste do relé 1, para falta em qualquer ponto,

o relé 2 tira primeiro. É óbvio que o erro de ajuste foi feito

propositalmente. Caso o relé 1 estivesse abaixo do 2, para uma

falta no ponto A, o relé 1 tiraria primeiro. Para uma falta no

Figura 3 – Conceito de maior saída para dispositivos de proteção em série.



35 A p o i o

Figura 4 – Esquema unilar para um dispositivo de entrada e várias saídas.

Figura 5 – Curva tempo versus corrente (a) dos dispositivos de saída e

(b) da envoltória da maior saída.

ponto B, o relé 2 é que tiraria e, assim, o relé 3, da mesma forma

que, no caso errado, deve ser seletivo com o relé 2.

Ou seja:

Quando dois dispositivos de proteção estão em série,

deve-se fazer a seletividade com aquele imediatamente à

jusante, independentemente dos ajustes.

Dispositivo geral versus dispositivos paralelos à jusanteRegra:

O dispositivo de entrada deve fazer seletividade com a

envoltória composta pelas curvas de cada saída. As Figuras 4 e

5 ilustram a situação.



36 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade Onde aplicar o intervalo de coordenação?

(a) Regra

Deve-se aplicar o intervalo de coordenação no valor da

corrente de curto-circuito vista pelo dispositivo analisado, ou seja,

curto trifásico (transitório para dispositivos temporizados) para a

seletividade de fase e curto-circuito fase-terra para a seletividade

de terra. A Figura 6 ilustra esta regra.

(b) Particularidades

Circuitos operando em paralelo + saídas

Deve-se aplicar o intervalo de coordenação ao valor da corrente de

curto-circuito vista por cada dispositivo.

Curto-circuito bifásico no secundário de transformador triângulo-

estrela

Deve-se aplicar o intervalo de coordenação entre o valor de

Icc2φ (dispositivo do secundário) e o valor de Icc3φ (dispositivo do

primário).

Problemas de seletividade em função de tempos de

reset Quando se tem um relé de disco de indução à montante de um

relé digital à jusante, pode-se perder a seletividade se o tempo de

reset do relé digital for instantâneo, e a falta for intermitente e/ou

houver religamento enquanto ocorre o reset. Veja a Figura 9.

O tempo de reset do relé de disco de indução é linear (devido à

constante de mola). Como o relé digital tem reset instantâneo, se a

falta for intermitente ou houver religamento, o relé digital à jusante

reseta e inicia a contagem dos tempos ao passo que o relé de disco

de indução ainda está com o disco no meio do caminho e recomeça

a contagem de tempo a partir daquela posição intermediária, o

Figura 6 – Aplicação do intervalo de coordenação na corrente de

curto-circuito: (a) esquema unilar e (b) curva tempo versus corrente

correspondente.

Figura 7 – Aplicação do intervalo de coordenação na situação de duas

entradas e uma saída.

Figura 8 – Aplicação do intervalo de coordenação entre a proteção

primária e secundária de um transformador triângulo (primário) –

estrela (secundário) sob curto-circuito bifásico.

Figura 9 – Ilustração da perda de seletividade em função do tempo de

reset entre relés digitais e eletromecânicos.



38 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade que, obviamente, atuará num tempo inferior ao previsto, podendo

implicar perda de seletividade.

Onde assumir compromissos de seletividade Após fazer um estudo de seletividade, algumas vezes, acaba-se

chegando com tempos superiores a 1 segundo no secundário dos

transformadores e/ou nas entradas. Nestas situações, devem sertomadas ações no sentido de reduzir estes tempos. Uma técnica

utilizada consiste em assumir compromissos de seletividade que

podem e, neste caso, devem ser assumidos, pois a maior parte dos

equipamentos do sistema (TCs, painéis, etc.), é dimensionada para

a corrente de curto-circuito durante 1 segundo.

Os melhores locais para se assumir os compromissos são os

alimentadores e os transformadores, pois se for a proteção à jusante

ou à montante que operar primeiro desliga-se o mesmo circuito.

Entretanto, é preciso pensar também no pessoal de operação

e manutenção da planta, vericando qual o melhor local para se

adotar este compromisso (em função da distância, do tempo dereenergização, etc.

Onde utilizar outros grupos de ajustes Muito se tem falado a respeito dos relés digitais e dos IEDs,

entretanto, pouco se fala da aplicação de certos recursos que eles

possuem, tal como os grupos de ajustes.

A maior parte dos relés digitais possui mais de um grupo

de ajustes. O grupo de ajuste é um conjunto de parâmetros de

todas as funções. Ter outro ou outros grupos de ajustes implica

disponibilizar outro conjunto ou conjuntos de ajustes que sejam

réplica do primeiro, para todas as funções que o relé dispõe. Existem casos em que é interessante utilizar outros grupos

de ajustes.

(a) Paralelismo de gerador com a concessionária

Um desses casos ocorre quando se tem geradores que podem

operar em paralelo com a rede, por exemplo, em horário de ponta.

As concessionárias normalmente exigem que a função 67

esteja ativada quando houver paralelismo. Assim, para evitar

atuações indevidas da função 67 (quando se tem, por exemplo,

capacitores xos), são feitos dois grupos de ajustes (Grupo A e

Grupo B). Quando a geração está fora, trabalha-se com as funçõesdo Grupo A (que não tem a função 67 ativada). Quando entra o

gerador, ativa-se o segundo grupo de ajustes (Grupo B) que contém

os ajustes da função 67.

(b) Transformadores que suprem inversores com mais

de 24 pulsos

Muitas vezes se faz necessário dispor de mais de um grupo

de ajustes, visto que é necessário permitir a energização do

transformador e, ao mesmo tempo, proteger as correntes indicadas

pelos fabricantes dos inversores. Na energização, o ajuste da

unidade instantânea permite circular a corrente de energização do

transformador (corrente inrush) no Grupo A.

Após a energização do transformador, comuta-se a proteção

para o Grupo B, de forma que a unidade instantânea que ajustada

para um valor bem inferior ao da corrente inrush e que proteja o

inversor conforme prescrição do fabricante.

(c) Sistemas que possuem condições operacionais quemudem bastante o valor da corrente de curto-circuito e/

ou de carga

Existem situações em que o nível de curto-circuito e/ou de carga

muda substancialmente, dependendo da condição operacional.

Assim, podem-se fazer dois grupos de ajustes, um para a condição

de valor inferior de corrente de falta e/ou de carga e outro grupo

para o valor superior.

Locais de baixa corrente de regime e elevado nível

de curto

Conseguir denir TCs + relés para sistemas em que a corrente de

regime é baixa e o nível de curto-circuito é alto, muitas vezes,torna-se uma tarefa árdua. Tem-se que conciliar:

Faixa de ajuste do relé

Corrente de curta-duração do relé

Ajuste da unidade instantânea

Saturação do TC

Locais que tipicamente apresentam estas características são

os sistemas de 23 kV, como um sistema de 23 kV que supre um

transformador de 300 kVA e nível de curto-circuto de 500 MVA.

A corrente nominal do transformador é 7,5 A. A corrente de curto-circuito é de 12.551 A. A faixa inferior de ajuste dos relés de

sobrecorrente normalmente é de 0.1 In, ou seja, 0,5 A. Para car

dentro da faixa de ajuste, a relação deveria ser de 7,5/0,5 = 15

è 75-5 A. O ajuste seria de 0.12 In = 0,6 A. A de curto-circuito

no secundário seria 12.551/15 = 836, ou seja, o relé digital que

apresenta uma suportabilidade térmica de 500 A – 1 s não suporta

a corrente. Outro problema seria a saturação do relé.

As seguintes alternativas que se apresentam nessa situação são:

Utilizar IEDs com seis entradas de corrente (três para a unidade

temporizada conectada a TCs de baixa relação e três para a unidadeinstantânea conectada a TCs de alta relação).

Utilizar fusíveis.

Otimização dos estudos de seletividade para a proteção de pessoas

Nos primórdios dos sistemas elétricos em corrente

alternada, o foco foi a proteção do sistema. Na década de 1950,

iniciou-se uma nova linha filosófica que, além da proteção,

devia haver seletividade. Com o advento das faltas por arco

iniciaram-se os “papers”, o que culminou, em 1978, com a

inclusão da seção 230-95 no NEC, entretanto, hoje somente



39 A p o i o

isso não é mais suficiente, pois o foco de proteção de sistemas

e equipamentos foi expandido e deve-se também proteger as

pessoas.

O que é mais importante na eliminação da falta: o tempo

ou a corrente?

Para a proteção das pessoas, o importante é diminuir a energiaincidente. Sabe-se da eletrotécnica que:

Energia = Potência . Tempo Potência ∝ I2 Energia ∝ I2 . t

O que é mais importante: a redução do tempo ou da

corrente?

A corrente de arco possui um valor menor do que as

faltas francas, entretanto, são mais destrutivas. E o tempo atua

proporcionalmente na energia. Veja a Figura 10.

Assim, ambos são importantes. A própria evolução do

tipo de sistema de aterramento demonstra que é importantea redução do valor da corrente de falta à terra. O sistema de

aterramento, por meio de resistor de baixo valor, surgiu para

diminuir os danos em caso de faltas à terra no estator de

máquinas girantes para preservar a chaparia das máquinas.

Como o tempo e a corrente são importantes, a integração

do estudo de curto-circuito, de seletividade e de proteção para

que se possa diminuir a energia incidente é fundamental.Figura 10 – Importância do tempo de eliminação da falta.



40 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade Técnicas para melhorar a proteção de pessoas contra arco

São apresentadas a seguir algumas técnicas para melhorar

um sistema no que tange à proteção das pessoas quanto aos

riscos do arco elétrico:

(a) Ajuste adequado do disjuntor de baixa tensão (ISTD < IArco);

(b) Utilização de disjuntor de baixa tensão com ISTD de faixa maisbaixa;

(c) Substituição de relés eletromecânicos por digitais;

(d) Utilização de relés digitais com ajustes otimizados;

(e) Utilização de seletividade lógica com relés digitais;

(f) Utilização de transformadores de força de no máximo 2000

kVA na baixa tensão;

(g) Utilização de relés de arco;

(h) Utilização de “bottoms” sensores de arco acoplado a relés de

arco para operadores durante as manobras;

(i) Utilização de um segundo grupo de ajuste mais baixo quando

a planta está “parada” para manutenção;(j) Utilização de disjuntores com menor tempo de interrupção;

(k) Utilização da característica de tempo denido para a proteção

de terra;

(l) Limitação da corrente de falta à terra.

(a) Ajuste adequado do disjuntor de baixa tensão (ISTD < IArco)

A Figura 11 ilustra a situação. Antes da utilização do ajuste da

corrente de STD (Short Time Delay) abaixo da corrente arco, o tempo

de atuação da proteção é Ta (tempo antes) e, com a implantação

do ajuste abaixo da corrente de arco, o tempo reduz a Td (tempo

depois). Como o Td < Ta, a energia incidente ca mais baixa e,consequentemente, aumenta o nível de proteção das pessoas.

(c) Substituição de relés eletromecânicos por digitais

A Figura 13 ilustra a aplicação. A utilização de relés digitais,

além de permitir um menor intervalo de coordenação entre relés,

leva a vantagem dos diais de tempo poderem ser ajustados em

“steps” da ordem de 0.01. Já nos relés eletromecânicos, os “steps”de ajustes são da ordem de 0.5.

(d) Utilização de relés digitais com ajustes otimizados

A Figura 14 mostra a aplicação. Sem a utilização desta técnica (por

exemplo, uma empresa sem especialização), para o valor da corrente

de arco, os tempos de atuação dos dispositivos de proteção seriam T3

e T3 para os relés 2 e 3, respectivamente. Com a utilização da técnica

de ajuste dos três estágios, os ajustes passam a ser T2 e T3 e o ganho é

muito grande, obviamente, diminuindo o tempo, a energia incidente e

os danos aos equipamentos e às pessoas.

(b) Utilização de disjuntor de baixa tensão com ISTD de faixa

mais baixa

A Figura 12 ilustra a situação. Os disjuntores de baixa tensão

mais antigos possuem faixa de corrente de STD da ordem de

(4 a 10) x In, (4 a 12) x In. A utilização de disjuntores com

disparadores eletrônicos/digitais abaixa a faixa inferior para

correntes da ordem de 4 x In para 1 a 2 x In.

Figura 11 – Ajuste da corrente de Short Time Delay abaixo da corrente

de arco.

Figura 12 – Utilização de disjuntor de baixa tensão com ISTD de faixa

mais baixa.

Figura 13 – Ganho no tempo com a substituição de relés eletromecânicos

por digitais.

Figura 14 – Ajustes com relés digitais utilizando-se três estágios.



42 A

p o i o

Proteção

e

selet

ividade (e) Utilização de seletividade lógica com relés digitais

A Figura 15 ilustra a aplicação. Como pode ser observado nesta

gura, os tempos da seletividade lógica são extremamente menores

que os da seletividade convencional (cronológica).

(f) Utilização de transformadores de força de, no máximo, 2.000

kVA na baixa tensão A utilização de transformadores maiores que 2.000 kVA para

suprir cargas/painéis de baixa tensão implica elevadas correntes de

falta e, consequentemente, elevadas correntes de arco, o que se

traduz em danos em caso de falta por arco, tanto para o equipamento,

como para o sistema e para as pessoas. Adicionalmente, potências

de 2.000 kVA vão implicar disjuntores/painéis de custo bem mais

elevado devido à capacidade de interrupção/correntes térmicas e

dinâmicas dos equipamentos.

(g) Utilização de relés de arco

A utilização de relés de arco irá auxiliar na diminuição dotempo de eliminação da falta e, consequentemente, irá auxiliar

também na diminuição dos danos aos equipamentos, ao sistema

e às pessoas e ainda no “time to repair”, que signica menor

tempo para restabelecer a energia na planta e a recolocação do

sistema em marcha. Os tempos envolvidos nas saídas digitais

dos relés de arco são da ordem de 3 ms a 5 ms e as saídas a relés

são da ordem de 15 ms.

(h) Utilização de “bottoms” sensores de arco acoplado a relés de

arco para operadores durante as manobras

Com a utilização de relés de arco, é possível equipar osoperadores com “bottoms” que são colocados em seus uniformes e

ligados aos relés de arco. Quando o operador vai fazer a manobra

no painel, no caso de arco, o sensor fotoelétrico do “bottom” é

sensibilizado e comanda o desligamento do relé de arco.

(i) Utilização de um segundo grupo de ajuste mais baixo quando a

planta está “parada” para manutenção

Durante as paradas para manutenção, o risco de acidente

normalmente acaba aumentando devido à elevada quantidade de

pessoas externas à planta. A programação do relé com outro grupo

de ajustes mais baixo constitui-se uma técnica eciente, pois, em

Figura 15 – Utilização de seletividade lógica com relés digitais.

caso de curto-circuito, o tempo de eliminação será bem mais rápido

e, consequentemente, o nível de proteção de pessoas irá aumentar.

(j) Utilização de disjuntores com menor tempo de interrupção

A utilização de disjuntores com menor tempo de interrupção

diminui o tempo de eliminação e, consequentemente, a energia

incidente, o dano aos equipamentos, ao sistema e às pessoas.

(k) Utilização da característica de tempo defnido para a proteção

de terra

Como mais de 90% das faltas em sistemas industriais iniciam-se

com faltas à terra, a utilização de relés de tempo denido para a

proteção de faltas à terra é uma forma eciente de se proteger o

sistema, visto que a corrente de arco é sempre menor que a da

falta franca e, assim, a utilização de relés de tempo inverso apenas

aumentaria o tempo e a energia incidente.

(l) Limitação da corrente de falta à terra Utilização de resistores de aterramento de alto valor na baixa

tensão e de baixo valor em média tensão reduzem drasticamente

a intensidade da corrente de falta e também a energia incidente.

Assim, essas técnicas estão sendo cada vez mais aplicadas.

Adicionalmente, no caso de aterramento por resistor de alto valor,

a falta não precisa ser eliminada imediatamente, visto que o valor

da corrente de falta é muito baixo.

Conclusõesa) Apenas ter software de renome internacional de curto-circuito

e seletividade e possuir um estudo de curto-circuito e seletividadenão garante um estudo que protege os equipamentos, o sistema e

as pessoas. Assim, é importante contratar empresas especializadas

com prossionais experientes.

b) Com o emprego de relés digitais (que possuem pelo menos três

estágios de sobrecorrente) pode-se otimizar (diminuir) os ajustes

de forma que se obtenha um tempo menor de atuação para a

corrente de arco.

c) A implementação de seletividade lógica por meio da utilização

de relés digitais/IEDs apresenta resultados mais satisfatórios do que

a seletividade convencional no que tange à energia incidente.

d) É preciso buscar sempre técnicas para melhorar os ajustes/ grupos de ajustes, quando em manutenção, para diminuir a

energia incidente.

e) Embora não se consiga visualizar por intermédio dos softwares

que calculam as energias incidentes segundo o IEEE Std 1584,

medidas que atenuam as correntes de falta à terra, como a

utilização de resistores de aterramento de alto valor em sistemas

de baixa tensão e de baixo valor em sistemas de média tensão,

devem ser buscadas e incentivadas, visto que mais de 90% das

faltas iniciam-se com faltas à terra em sistemas industriais. Dessa

maneira, são reduzidos os danos aos equipamentos, ao sistema

e às pessoas. Esta técnica, associada à redução dos tempos das



43 A p o i o

proteções e dos dispositivos de interrupção, irá atingir um grau de

proteção excelente, além de muitas vezes evitar que a falta evolua

para uma falta trifásica.

f) As normas atuais utilizam o curto-circuito trifásico tomando

como premissa que as faltas à terra evoluem rapidamente para as

trifásicas. No entanto, as normas deveriam também ser revistas

de maneira a inserir as faltas à terra, assim, seria possívelvisualizar os benefícios que se obtém do fato de se reduzir o

valor da falta à terra, bem como os respectivos tempos dos relés

de terra.

g) Tem-se observado que muitos painéis acabam não suportando

as pressões desenvolvidas dentro dos painéis. As normas atuais

devem também implementar requisitos mínimos para que as

pressões desenvolvidas internamente aos painéis quem em

limites que não causem danos aos trabalhadores.

h) Sugere-se aos fabricantes de disjuntores de baixa tensão para

que implementem mais de um grupo de ajustes nos relés dos

disparadores eletrônicos, para que em caso de manutençãopermita a alternância de forma automática e independente das

pessoas, o que evita erros e melhora a performance do sistema

como um todo.

i) As normas brasileiras deveriam ser mais enfáticas e explícitas

quanto à obrigatoriedade de utilização de placa de advertência

nos painéis, contendo o nível de energia incidente e os

Equipamentos de Proteção Individual (EPIs) recomendados.

j) A utilização de painéis à prova de arco está hoje muito mais

acessível e assim deve-se conscientizar os projetistas, os EPCistas

e os investidores do custo-benefício desta escolha.

k) A utilização de “bottoms” sensores de arco no uniforme dos

operadores em atividades de manobra ou inserção de disjuntores

extraíveis irá minimizar o tempo de exposição do operador em

caso de falta por arco.l) Deve haver maior conscientização das empresas,

especialmente da alta direção, de forma que as manutenções

possam ser realizadas com zero kV (desenergizadas). A vida

deve estar acima dos valores econômicos.


na plataforma do AutoCad®. Além disso, tem experiência na área de projetos,engenharia de campo, montagem, manutenção, comissionamento e start

up. Em 1995 fundou a empresa EngePower® Engenharia e Comércio Ltda,especializada em engenharia elétrica, benchmark e em estudos elétricos noBrasil, na qual atualmente é sócio diretor. O material apresentado nestesfascículos colecionáveis é uma síntese de parte de um livro que está para ser


FIMEncerramos nesta edição o fascículo sobre “Proteção e

seletividade”. Confira todos os artigos desta série em www.osetoreletrico.com.br

Dúvidas, sugestões e comentários podem ser encaminhados parao e-mail [email protected]

o setor elétrico - proteção e seletividade

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